Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири
Расчет частоты оборотов ведется
по 3 методам:
Статистический метод (по
предельной окружной скорости).
Технологический метод (по износу
опор долота).
Аналитический метод (по времени
контакта зубьев долота с породой).
Расчет оптимальной частоты
вращения долот статистическим методом производится по формуле:
n= (60·Vлин) / (π·ДД) об/мин, (2.21)
где n -
частота оборотов долота, об/мин;
Vлин -
рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;
Для пород:
типа М и МЗ Vлин
=3,4…2,8 м/с;
типа МС и МСЗ Vлин
=2,8…1,8 м/с;
типа С и СЗ Vлин
=1,8…1,3 м/с.
для пород категории С: gO <400 -
800 кН/метр.
Для бурения под кондуктор на
интервале 0 - 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале
представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):
n= (60·3,4)
/ (3,14·0,2953) =220 об/мин.
Для бурения под эксплуатационную
колонну на интервале 650 -1400 м Vлин =3,4, так как в
интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):
n= (60·3,4)
/ (3,14·0,2159) =300 об/мин.
Для бурения под эксплуатационную
колонну на интервале 1400 - 2550 м Vлин =2,8, так как в
интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):
n= (60·2,8) / (3,14·0,2159) =250
об/мин.
Для бурения под эксплуатационную
колонну на интервале 2550 - 3105 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены
породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):
n= (60·1,3) / (3,14·0,2159) =115
об/мин.
Расчет оптимальной частоты
вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по
формуле:
n=То/ (0,02· (α+2)) об/мин,
(2.22)
где α - коэффициент,
характеризующий свойства горных пород (для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);
То - константа, характеризующая
стойкость опор долота, которая определяется по формуле:
То=0,0935·Дд. (2.23)
Для бурения под кондуктор на
интервале 0 - 650 м α=0,9, так как в интервале представлены породы
промысловой классификации М, по формуле (2.22):
n=0,0935·295,3/ (0,02· (0,7+2))
=521 об/мин.
Для бурения под эксплуатационную
колонну на интервале 650 -2550 м, α=0,7, так как в интервале представлены
породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):
n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,7+2))
=380 об/мин.
Для бурения под эксплуатационную
колонну на интервале 2550 - 3105 м α=0,5, так как в интервале представлены
породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):
n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,5+2))
=404 об/мин.
Расчет оптимальной частоты
вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой
производится по формуле:
n=39/ (τК·Z)
об/мин, (2.24)
где Z - количество зубьев на
периферийном венце шарошки;
τК - минимальная
продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной
породы:
для упругопластичных пород
τК = 6·10-3 сек;
для пластичных пород τК
=3… 6·10-3 сек;
для упругохрупких пород τК
= 6…8·10-3 сек.
Для бурения под кондуктор на
интервале 0 - 650 м τК = 6·10-3 сек, так как
интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ
Z=22, тогда по форм. (2.24):
n=39/ (6·10-3 ·22)
=295 об/мин.
Для бурения под эксплуатационную
колонну на интервале 650 -3105 м τК = 6·10-3 сек,
так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9
МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ,8 ½ MF - 15 Z=22, тогда по формуле (2.24):
n=39/ (6·10-3 ·24)
=270 об/мин.
Полученные значения частот
вращения представлены в табл.2.5
Таблица 2.5 Оптимальная
частота вращения долот на интервалах бурения
Интервал, м
|
Частот вращения, об/мин
|
0 - 650
650 - 1400
1400 - 2550
2550 - 3105
|
220
300
160
115
|
Буровые растворы выполняют
функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод
скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них -
обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола
скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.
Выполнение указанных функций
зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и
интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.
Тип бурового раствора, его компонентный
состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь,
учитывая геологические условия.
Исходя из опыта бурения в
Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор.
Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных
горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества
приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая
марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов.
В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для
снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится
к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации
пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует
вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку,
эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ)
- фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных
растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание
агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора
минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также
применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН
бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных
поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая
антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающуюся
композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя,
предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других
технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.
Согласно "Правилам
безопасности в нефтяной и газовой промышленности" действующим с 1998 года
давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200
метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%,
но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по
вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:
Рпл =grad
Рпл ·Н МПа, (2.25)
где grad
Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;
Н - глубина интервала, м. Удельный
вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:
qБР=Рпл/g·Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см3,
(2.26)
где g - ускорение свободного
падения, м/с2; g=9,8 м/с2
0,1…1,5 - необходимое превышение
гидростатического давления над пластовым.
Величина статистического
напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:
СНС10 >5· (2-exp (-110·d)) ·d·
(qП-qБР)
дПа, (2.27)
где d - диаметр частицы шлама, м;
qП -
удельный вес горной породы, Н/см3.
Величина статистического
напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:
СНС1 > (d· (qП-qБР)
·g·К) /6 дПа, (2.28)
где К -коэффициент, учитывающий
реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.
Условная вязкость по
рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:
УВ< 21· qБР·10-4сек.
(2.29)
Показатель водоотдачи по
рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:
Ф< (6·104/ qБР) +3 см3/30 мин. (2.30)
При бурении под кондуктор
удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26) составит:
qБР=0,01·600
/9,8·600+ (0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·104 Н/см3.
Так как породы в этом интервале
склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·104
Н/см3.
Величина статистического
напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600
м, имея qП=2,4·104 Н/см3
и d =8·10-3м, по (2.27) составит:
СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·8·10-3 · (2,4-1,18)
·104=40 дПа.
Величина статистического
напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600
м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (8·10-3
· (2,4-1,18) ·104·9,8·1,5) /6=20 дПа.
Условная вязкость при бурении
под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.29) составит:
УВ< 21·1,18·104
·10-4=25сек.
Показатель водоотдачи при
бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.30) составит:
Ф< (6·104/ 1,18·104)
+3=8 см3/30 мин.
Примем значение показателя
водоотдачи Ф=8 см3/30 мин.
При бурении под эксплуатационную
колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:
qБР=0,01·1200
/9,8·1200+ (0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·104 Н/см3.
Принимаем удельный вес бурового
раствора при бурении на интервале 600 - 1200 м равный 1,12·104 Н/см3,
так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая
скорость при турбинном способе бурения.
При бурении под эксплуатационную
колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:
qБР=0,01·1200
/9,8·2500+ (0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·104 Н/см3.
Принимаем дельный вес бурового
раствора при бурении на интервале 1200 - 2500 м равный 1,12·104 Н/см3,
так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.
Величина статистического
напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на
интервале 600 - 2500 м при qП=2,4·104
Н/см3 и d =3·10-3м, по форм. (2.27)
составит:
СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,12)
·104=20 дПа.
Величина статистического
напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на
интервале 600 - 2500 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (3·10-3
· (2,4-1,12) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.
Условная вязкость при бурении
под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.29)
составит:
УВ< 21·1,12·104
·10-4=24сек.
Показатель водоотдачи при
бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.30)
составит:
Ф< (6·104/ 1,12·104)
+3=8 см3/30 мин.
Примем значение показателя
водоотдачи Ф=8 см3/30 мин.
При бурении под эксплуатационную
колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26) составит:
qБР=0,0102·2830/9,8·2830+
(0,04…0,07)
·0,0101·2830/9,8·2830=1,08…1,1·104 Н/см3.
Так как на этом интервале
вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового
раствора 1,08·104 Н/см3.
Величина статистического
напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на
интервале 2500 - 2830 м, имея qП=2,4·104
Н/см3 и d =3·10-3м;, по формуле
(2.27) составит:
СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,08)
·104=20 дПа.
Величина статистического
напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на
интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (3·10-3
· (2,4-1,08) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.
Условная вязкость при бурении
под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.29)
составит:
УВ< 21·1,08·104
·10-4=23сек.
Показатель водоотдачи при
бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.30)
составит:
Ф< (6·104/ 1,08·104)
+3=8 см3/30 мин.
Примем значение показателя
водоотдачи Ф=6…4 см3/30 мин.
Уровень рН по всем интервалам
принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает
стабильную работу при уровне рН>8.
Показатель содержания песка,
исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем
равный 1%.
Так как проектируемая скважина
является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора
представлены по длине ствола и сведены в табл.2.6
Таблица 2.6 Параметры
бурового раствора на интервалах бурения
Интервал бурения, м
|
Удельный вес, 104 Н/см3
|
СНС10 дПа
|
СНС1 дПа
|
Условная вязкость, сек
|
Показатель фильтрации, см3/30 мин
|
рН
|
П,%
|
от
|
до
|
0
|
650
|
1,18
|
40
|
20
|
25
|
8
|
8
|
1
|
650
|
2650
|
1,12
|
20
|
10
|
24
|
8
|
8
|
1
|
2650
|
3105
|
1,08
|
20
|
10
|
23
|
6 - 4
|
8
|
1
|
Расход промывочной жидкости
должен обеспечить:
эффективную очистку забоя
скважины от шлама;
транспортирование шлама на
поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными
трубами и стенками скважины;
нормальную (устойчивую) работу
забойного двигателя;
сохранение целостности и
нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и
гидроразрыва пород).
Расчет расхода промывочной
жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:
Q=К· SЗАБ л/сек, (2.31)
где
К - коэффициент удельного
расхода жидкости равный 0,3…0,65 м3/сек на 1 м2 забоя,
принимается К=0,65;
SЗАБ - площадь забоя
м2, определяется по формуле:
SЗАБ =0,785·ДД2
м2. (2.32)
При бурении под кондуктор
долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):
Q=0,65·0,785·0,29532 =0,044
м3/сек.
При бурении эксплуатационную
колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):
Q=0,65·0,785·0,21592 =0,023
м3/сек.
Расчет расхода промывочной
жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:
Q=VВОСХ·SКП
м3/сек, (2.33)
где VВОСХ - скорость
восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации
горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.
SКП - площадь
кольцевого пространства, м2, которая рассчитывается по формуле:
SКП =0,785· (ДД2
- dБТ2) м2, (2.34)
где dБТ - диаметр
бурильных труб, м2; принимаем dБТ =0,147 метра.
При бурении под кондуктор
долотом диаметром 0,2953 м принимаем VВОСХ =0,9 согласно промысловой
классификации, по формуле (2.33):
Q=0,9·0,785· (0,29532 -
0,1472) =0,046 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную
колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 650 -1400 метров принимаем VВОСХ
=0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,9·0,785· (0,21592 -
0,1472) =0,017 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную
колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 1400 - 3105 метров принимаем VВОСХ
=0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,7·0,785· (0,21592 -
0,1472) =0,014 м3/сек.
Расчет расхода промывочной
жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается
по формуле:
Q=Fн·0,75 м3/сек,
(2.35)
где Fн - площадь поперечного
сечения насадок, м2; определяется по формуле:
Fн = π·dН/4·m м2,
(2.36)
где dН - диаметр
насадок, м;
m - число насадок, m=3.
При бурении под кондуктор
долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем dН =0,015 м по формуле (2.35):
Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную
колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 имеющими dН
=0,01 м по формуле (2.35):
Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м3/сек.
Расчет расхода промывочной
жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:
Q= VКР·SMAX+
(SЗАБ ·VMЕХ· (jП -jЖ)) / (jСМ
- jЖ) м3/сек, (2.37)
где VКР - скорость
частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; VКР =0,5
м/сек;
SMAX - максимальная
площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м2, определяемая
по формуле (2.34);
VMЕХ - механическая
скорость бурения, м/сек; применяем VMЕХ =0,005 м/сек;
jП - удельный вес
породы, Н/м3;
jЖ - удельный вес
промывочной жидкости, Н/м3;
jСМ - удельный вес
смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м3;
jСМ - jЖ=0,01…0,02·104
Н/м3; принимаем 0,02·104 Н/м3.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
|