Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении
Примечание: 1) h1=175 м (рыхлые породы)
2) H3+ h +1
= 1400 м (глубина установки насосов)
3) 1,5 град\10 м и 8,0
град\100 м \6\.
Расчетная схема профиля.
Определяется максимальный
зенитный угол ()при условии
полной стабилизации по формуле:
(2.7)
где: R – радиус искривления участка
увеличения зенитного угла,м;
А – величина отклонения
забоя от вертикали.м;
Н – проекция второго и
третьего участков ствола по вертикали, м.
Длина участка уменьшения
зенитного угла ориентировочно равна;
(2.8)
где: l4 – длина участка уменьшения зенитного угла, м.
Определяется конечный угол
() при начальном угле =160 и длине участка l4=426 М: =150 .
Рассчитывается
максимальный зенитный угол при
условии его снижения на четвертом участке:
(2..9)
Все элементы профиля
определяются по формулам, приведенным в таблице 17.
Таблица 17 - Определение
элементов четырехинтервального типа профиля
Участки
профиля
|
Длина ствола,
м
|
Горизонтальная
проекция, м
|
вертикальная
проекция. м
|
Вертикальный
|
l1=hв
|
а1=0
|
h1=hв
|
Увеличение
зенитного угла
|
l1=0,01745Rαт
|
а2=R(1-cosαт)
|
h1=Rsinαт
|
Стабилизация
зенитного угла
|
|
а3=h3tgαm
|
h3=H-h1-h2-h4
|
Уменьшение
зенитного угла
|
|
|
h4
|
Суммарная
длина
|
L=l1+l2+l3+l4
|
A=a2+a3+a4
|
H=h1+h2+h3+h4
|
Результаты расчетов
сведены в таблицу 18.
Таблица 18 - Профиль
ствола скважины
Интервал по
вертикали
|
Длина
интервала по вертикали,м
|
Зенитный угол
|
Горизонтальное
отклонение, м
|
Длина по
стволу, м
|
от(верх)
|
от(низ)
|
В начале
интервала
|
в конце
интервала
|
за интервал
|
общее
|
интервала
|
общая
|
0
|
175
|
175
|
0
|
0
|
0
|
0
|
175
|
175
|
175
|
300
|
125
|
0
|
25
|
38
|
38
|
166
|
341
|
300
|
600
|
300
|
25
|
25
|
140
|
178
|
375
|
716
|
600
|
1400
|
800
|
25
|
25
|
373
|
551
|
1000
|
1716
|
1400
|
2560
|
410
|
25
|
15
|
176
|
426
|
455
|
2725
|
2.2 Анализ физико-механических
свойств горных пород
Данные по физико-механическим
свойствам горных пород.
Таблица 19 -
Физико-механические свойства пород
Интервал, м
|
Горная порода
(краткое название)
|
Классификация
горной породы
|
Категория
твердости, Кт
|
Категория
абразивности, Ка
|
Твердость по
штампу Рш, МПа
|
от
(верх)
|
до(низ)
|
0
|
125
|
Пески, глины
|
МЗ
|
1-2
|
22-4
|
75-120
|
125
|
140
|
Глины. пески
|
МЗ
|
1-2
|
22-4
|
75-120
|
140
|
240
|
Глины, пески
алевролиты
|
МСЗ
|
2-3
|
4-5
|
75-280
|
240
|
350
|
Глины, опоки
|
МС
|
2-3
|
4-5
|
75-280
|
350
|
390
|
Глины
|
МС
|
2-3
|
4-5
|
140-280
|
390
|
560
|
Глины
|
МС
|
2-3
|
4-5
|
140-280
|
560
|
655
|
Глины
|
МС
|
2-3
|
4-5
|
140-280
|
655
|
790
|
Глины
|
МС
|
2-3
|
3-4
|
140-280
|
790
|
900
|
Глины. опоки
|
МС
|
2-3
|
4-5
|
140-280
|
900
|
935
|
Глины
|
МС
|
2-3
|
4-5
|
140-280
|
935
|
1630
|
Глины,
песчаники, алевролиты, пески
|
С
|
3-4
|
5-6
|
280-560
|
1630
|
1925
|
Аргиллиты,
алевролиты, песчаники
|
С
|
4-5
|
5-6
|
560-1000
|
1925
|
2560
|
Песчаники,
алевролиты, аргиллиты
|
С
|
4-5
|
5-6
|
560-1000
|
Из таблицы 19. следует,
что разрез Тагринского месторождения в основном представлен следующими
породами:
0-935 м- мягкие с
пропластками средних (категория твердости 1-3);
935-2560 м – средние
(категория твердости 3-5).
2.3 Выбор способа
бурения
Для обоснования
способа бурения при выбранных шарошечных долотах, необходимо определить время
контакта вооружения долота с забоем и частоту вращения долота для обеспечения
времени контакта.
(22)
где: nt – частота вращения долота, об/мин;
(4.8……7.2)103
– коэффициент учитывающий твердость горных пород (7,2- для легких пород, 6,0-
для средних пород; 4,8 – для крепких горных пород).
tz – средняя величина шага зубьев
долота по венцам Б В и переферийному (П) венцу шарошки, м;
b3 – текущая средняя величина площадки притупления для
зубцов шарошки, м;
R- радиус долота (желательно
определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднить по
количеству шарошек долота), м;
- время контакта вооружения долота с забоем(2- для
очень мягких пород; 8- для твердых пород; 15 – для крепких пород), млс.
Данные для расчета по
принятым типам долот приведены в таблице 20.
Таблица 20 - Результаты
замеров для принятых долот
Интервал, м
|
tz, м
|
b3, м
|
R, м
|
,млс
|
∑li. м
|
от(верх)
|
до(низ)
|
0
|
600
|
0,027
|
0,07
|
0,1477
|
3,0
|
0,125
|
600
|
1830
|
0,048
|
0,06
|
0,1079
|
4,0
|
0,047
|
1830
|
2560
|
0,040
|
0,04
|
0,1079
|
5,0
|
0,108
|
Производится расчет:
Интервал 0- 50м: можно не
просчитывать
интервал 0-715 м:
интервал 715-1830 м:
интервал 1830-2560 м:
В результате расчетов частоты вращения долота
установлено, что для бурения проектной скважины целесообразно применение
роторно-турбинного способа бурения
2.4 Проектирование режима бурения по интервалам.
2.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото
Величина осевой нагрузки на долото определяется из
условия объемного разрушения пород на забое скважины. В расчете используются
значения твердости горных пород по штампу :
Gд=Рш Fк (2.23)
где: Gд – осевая нагрузка на долото, кН;
Рш твердость пород по тпампу, Мпа;
Fк – площадь контакта вооружения
долота с забоем, м2
Fк = 0,4 b3 ∑ li (2.24)
где: ∑ li – сумма длинн зубцов находящихся
в одновременном контакте с забоем, м.
Максимально допустимые значения осевой нагрузки на
долото по интервалам условно одинаковой буримости:
интервал 0-715 м:
интервал 715-1830 м:
интервал 1830-2560 м:
Расчетные значения G не превышают допустимую нагрузку на
рекомендуемые типоразмеры долот.
2.4.2 Проектирование
расхода бурового раствора
Минимальное значение
расхода бурового раствора (Qmin) необходимой для очистки забоя скважины от шлама определяется
по формуле:.
Qmin = 0 .785 Vк (Дс2 – dн2)
103 (25)
где Vк – средняя скорость течения глинистого раствора в
затрубе, м/с
Vк= 1,25 Vв
(26)
где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцнвом
пространстве. м/с.
Vк= 1,25 Vв
(26)
где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцевом
пространстве. м/с.
(27)
где: R –постоянная Реттинчера, R=5,72 м/с при Rе >60;
d4 – диаметр частиц шлака, м;
- плотность горной
породы (п.2.5), кг/м3;
- плотность
бурового раствора (п.2.5), кг/м3;
дс – диаметр скважины, м;
dн – минимальный наружный диаметр бурильной
колонны,м;
(28)
где: Re – критерий Рейнольда;
P-пластическая вязкость раствора, Па-С
P=(0,004-0,005) Р (29)
где: Р –динамическое
напряжение сдвига, Па
Р= 0,0085-7 (30)
Расчет минимального расхода бурового раствора по формулам
Интервал 0-50м: P=1,87 Па; PY= 0,0035 ПаС
интервал 0-715 м: Р=0,0085 1173 – 7 =2,97 Па
P=0,0045 2,97 = 0,0134 ПаС
Vк =1,25 0,66 = 0,83 м/с
715-1830м Qmin =0.785 0.83 (0.3102 – 0.1272)
103 = 52.0 л/с
Технологический необходимый расход бурового раствора определяется по
формуле:
(31)
где: QТН – технологически необходимая величина
расхода для обеспечения
процесса углубления скважины, л/с;
Рmax – максимально допустимое давление на выкиде буровых
насосов, Мпа;
РДТ –технологически необходимая величина перепада на долоте,
Мпа:
РR - гидроимпульсное давление 2-3 Мпа;
- плотность
промывочной жидкости внутри бурильной колонны и в заколонном пространстве, кг/м3;
аi – коэффициент гидросопротивления независящий от
глубины скважины м-4;
l1, l2 – длины секций
бурильной колонны с разными диаметрами и толщиной стенок, м;
bi, bj – коэффициент
гидросопротивления зависящий от длины м-5
аi=amc+aМ+ав+аТВ
(32)
где: amc,aМ,ав,аТВ
учитывает соответственно сопротивления в монифольте, в стояке, вертлюге,
ведущей трубе, м-4 \9, приложение1\.
(33)
где: dВ – внутренний диаметр труб.скважины
секции,м.
(34)
где: Дс – диаметр скважины с учетом увеличения,м
(35)
где: ДД – диаметр долота, м. интервал 1830-2560 м:
Результаты расчетов сведены в таблицу 21. Расход промывочной жидкости
при нормальных условиях бурения должен соответствовать выражению.
QТН > Q > Qmin (36)
Таблица 21 - Расход промывочной жидкости по интервалам
Интервал, м
|
QТН, л\с
|
Q, л\с
|
Qmin, л\с
|
0-50
|
52,0
|
42,0
|
|
0-715
|
40,0
|
55,0
|
52,0
|
715-1830
|
36,0
|
32,0
|
20,0
|
1830-2560
|
36,0
|
32,0
|
19,0
|
2.4.3
Расчет частоты вращения долота
Частота вращения долота определяется при выполнении условия обеспечения
необходимого времени контакта вооружения долота с забоем \9\:
(37)
где: n-
частота вращения долота, об\мин;
GД – динамическая составляющая осевой
нагрузки на долото.Н;
С =5100 м\с – скорость звука в материале вала забойного двигателя;
КВД – коэффициент, учитывающий мгновенную задержку частоты
вращения вала забойного двигателя при вдавливании зуба шарошки долота в породу;
Е = 2,1 1011 – модуль упругости материала, н\м2;
F – площадь поперечного сечения вала турбобура, м2;
RД –радиус долота. м;
- время контакта,
млс;
β - угол между осью долота и осью шарошки.
(38)
где: GСТ – статическая составляющая осевой
нагрузки на долото, Н.
(39)
интервал 0-716м:
Расчет остальных
интервалов аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 22.
Таблица 22 - Частота
вращения долота
Интервал, м
|
Е. Н\м2
|
F, м2
|
КВД
|
|
GСТ,Кн
|
GД, Кн
|
n об\мин
|
0-600
|
|
|
4
|
3,0
|
57
|
14
|
480
|
600-1830
|
|
|
1
|
4,0
|
46
|
12
|
300
|
1830-2560
|
|
|
1
|
5,0
|
170
|
43
|
420
|
Страницы: 1, 2, 3, 4
|