Физико-механические
свойства горных
пород по разрезу
скважины
Нефтегазоводоносность,
пластовые
давления и
температуры
Условия бурения.
Осложнения
при бурении
Выбор диаметров
обсадных колонн
и долот
Выбор способа
бурения
Проектирование
режима бурения
Возможно
использование
других типов
долот отечественного
или импортного
производства
по коду IADC
437, 447Х, 545Х
Потери давления
в замках ЛБТ
Расчёт потерь
давления в КП
против СБТ
Выбор бурового
насоса
Характеристика
скважины при
глубине спуска
бурильной
колонны на 1000
м
Составление
проектного
режима бурения
Выбор и расчет
обсадных труб
для эксплуатационной
колонны
Расчет времени
цементирования
Выбор метода
вызова притока
из пласта
Навигация
Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х
Технология строительства скважины
67756
знаков
33
таблицы
11
изображений
1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.
2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.
2.6.2Выбор расхода промывочной жидкости
– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:
(2.13)
где q = 0,65 м/с – удельный расход;
Fз – площадь забоя;
(2.14)
где Dд – диаметр долота.
Dд = 215,9 мм;
м2;
м3/с.
– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:
(2.15)
где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама;
Fкп – площадь кольцевого пространства, м2;
(2.16)
где dш – средней диаметр крупных частиц шлама;
rп – плотность породы, кг/м3;
r - плотность промывочной жидкости, кг/м3.
dш =0,0035+0,0037ЧDд; (2.17)
(2.18)
где Dтр – диаметр турбобура, м.
dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;
0,36
м/с;
м2;
м3/с.
– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:
где Муд – удельный момент на долоте;
G – вес турбобура;
Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости rс ;
r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.
к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.
Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:
Мg = 1200 Нм; Qc = 0,03 м3/с; rс = 1000 кг/м3; r = 1100 кг/м3, Мс=1500 Н/м.
м3/с.
Из трех расходов Q1, Q2, Q3 выбираем максимальный расход: 0,03 м3/с и далее в расчетах будем принимать этот расход.
Расчёт потерь давления в циркуляционной системе
Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:
наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;
легкосплавных бурильных труб;
соединительных элементах (замках) ЛБТ;
стальных бурильных труб;
замков СБТ;
утяжеленных бурильных труб;
турбобура;
бурового долота (насадки);
кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).
Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.
2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке
DР = аЧQ2Чrж; (2.19)
Потери давления в стояке
a = 3,35Ч105 ПаЧс2/м3Чкг; DР = 3,35Ч105Ч0,032Ч1100 = 0,33 МПа
Потери давления в шланге
a = 1,2Ч105 ПаЧс2/м3Чкг; DР = 1,2Ч105Ч0,032Ч1100 = 0,12 МПа
Потери давления в вертлюге
a = 0,9Ч105 ПаЧс2/м3Чкг; DР = 0,9Ч105Ч0,032Ч1100 = 0,09 МПа
Потери давления в ведущей трубе
a = 1,8Ч105 ПаЧс2/м3Чкг; DР = 1,8Ч105Ч0,032Ч1100 = 0,18 МПа
Потери давления в манифольде
a = 13,2Ч105 ПаЧс2/м3Чкг; DР = 13,2Ч105Ч0,032Ч1100 = 1,31 МПа
SDРобв=0,33+0,12+0,09+0,18+1,31=2,03 МПа
Расчет потерь давления в ЛБТ
Внутренний диаметр Дв = Дн -2d = 0,147-2Ч0,009 = 0,129 м
Площадь проходного сечения S = pЧДв2 /4= 3,14Ч(0,129)2 /4= 0,013 м2
Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,03/0,013 = 2,3 м/с
Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле
где t0- динамическое напряжение сдвига
t0=8,5Ч10-3r -7=8,5Ч10-3Ч10-3Ч1100 –7=2,35 Па
h- структурная вязкость
h= 0,033Ч10-3r-0,022= 0,033Ч10-3Ч1100-0,022= 0,0143 ПаЧс
Т.к. Re* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле
Потери давления в ЛБТ
Похожие работы
... среде (табл. 1). Следовательно, при сбросе промывочной жидкости или шлама в морскую среду ее мутность будет сохраняться длительное время. Таким образом, при оценке экологической безопасности строительства скважин необходимо анализировать свойства бурового шлама, а не выбуренной породы. Отработанные буровые технологические жидкости. В процессе бурения, помимо промывочной, применяются и другие ...
... . Необходимость в цементировании "хвостовиков" или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде "хвостовиков" или секций [2]. Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через ...
... и доработка в ОФ ЗАО "ССК" новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин. Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин Поглощение бурового ...
... 2.2. Введение. Вертикальный ствол является вскрывающей горной выработкой для раскрытия фронта проходческих работ при строительстве станций метрополитена глубокого заложения. В процессе строительства подземного сооружения через вертикальный ствол ведут все строительные работы. Он служит для выдачи породы, подачи материалов, оборудования и элементов обделки, для ...
0 комментариев