Бурение на ярино-каменоложском месторождении

3.9. ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ И РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

3.9. ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ И РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

                                                                        Долотная карта                                                                       Таблица 19                                                                     

 

                                                                    

Забой на начало	Шифр долота	Заводской номер	Забой ный двига тель	Заводской номер	Проходка, м	Время механ. бурения, час	Механичес кая скорость, м/ч	Параметры промывочной жидкости
								Тип промывоч.жидко сти	Плотность, кг/м3	Вязкость, с
0,0 10 30 96 109 250 350 430 501 509 559 651 810 931 1048 1189 1244 1268 1329 1469 1540 1590 1621 1653 1741	Шнек 393,7 ТЦВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ	116001 116001 340005 430006 360007 360007 480008 270009 440010 350011 350011 280013 280013 150014 047015 411016 171020 444421 373722 601023 150114	Ротор 2ТСШ1-240 ШО1-240 ШО1-240 2ТСШ1-240 2ТСШ1-240 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195	102 108 108 108 102 84 84 84 84 84 84 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76	10 20 66 13 141 100 80 71 8 50 92 129 121 117 131 55 24 61 140 71 50 31 32 88 39	3,5 2,9 11,33 3,75 9,50 15,0 3,58 4,75 0,67 3,75 7,25 8,83 8,42 9,25 10,17 6,50 4,33 14,50 15,3 8,69 18,50 10,50 6,33 12,4 7,9	2,86 6,89 5,83 3,47 14,84 6,67 22,3 14,94 11,94 13,3 12,69 14,6 14,37 12,65 12,88 8,46 5,54 4,41 9,15 8,17 2,7 2,95 5,06 7,1 4,93	ЕГР Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода ББР ББР ББР ББР	1050     1000               1120-1130                   1130	- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -   16-18

                                                                        Долотная карта                                                                Таблица 20 

Составление РТК

Режимно – технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

 Типы и размеры долот и  забойных двигателей выбираются  по максимальным показателям, и  определяется количество долот  по интервалам. Осевая нагрузка  рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

 Количество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.

 

 

РЕЖИМНО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

Интервалы

Мощность,  м

Тип и размер долота

Тип и размер турбобура

Показатели работы долота

n

Режим бурения

Параметры раствора

От

До

h (м)

tб (ч)

Vм (м/ч)

G

Q

0 10 30 221 250 300 396 520 724 943 1065 1194 1325 1432 1531 1576 1756

10 30 221 250 300 396 520 724 943 1065 1194 1325 1432 1531 1576 1756 1778

10 20 191 29 50 96 124 204 219 122 129 131 107 99 45 180 22

Шнек 393,7 ТЦВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ

Ротор 2ТСШ1-240 ШО1-240 2ТСШ1-240 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195

10 20 191 29 50 96 124 204 219 122 129 131 107 99 45 90 22

3 2,5 22,4 5 3,75 7,5 7,58 12,83 18,25 9,75 8,83 9,25 9,25 7 16,5 18,67 6,50

3,33 8 8,5 6,2 13,3 12,8 16,35 15,9 12 12,5 14,6 14,16 11,5 14,1 2,7 4,82 3,38

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1

Вес инструмента

Q=48 л/с d=150 мм Р=9,3 МПа

-

ЕГР ρ=1050кг/м3

Техническая вода ρ=1000 кг/м3

Пластовая вода ρ=1120-1130 кг/м3

12-16 т

Q=35 л/с d=150 мм Р=13,6 МПа

14-18 т

ББР ρ=1130 кг/м3 УВ=16-18 с, Ф<8-10 см3, корка=пленка

Таблица 21

 

3.10. РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ  СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО  РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

Скважина разбивается на два интервала.

1. От 0 башмака технической  колоны  (0-250м). Диаметр долота 0,2953м, бурение ведется забойными двигателями  ШО – 240, 2ТСШ – 240.

 Определяется необходимое количество  жидкости из условий:

А) очистки забоя от выбуренной породы:

где: q – удельный расход жидкости л/с на 1см2

Б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

где V – скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ – 475 с диаметром втулок 150 мм, Qн = 30л/с,

Р = 13,4МПа.

Определяется подача насоса:

Q=α*Qн*2=0,8*30*2=48 л/с

где α – коэффициент наполнения насоса 0,7 0,9.

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин:

Lэкв г+ст=lг+ст*(dвнбт/dвн г+ст)5=(25+18)*(11,1/14,8)5=10,2 м

Lэкв шл+в+кв=lшл+кв+в*(dвнбт/dвнкв+в+шл)5=(25+18+16)*(11,1/8)5=187,7 м

Lэкв= Lэкв г+ст+ Lэкв шл+в+кв=10,2+187,7=198 м

Рм=(8,26*ρбр*λ*Q2/ dвнбт5)* Lэкв=(8,26*0,02*1,0*482/11,15)*198= 0,45 МПа

Определяются потери давления в трубах:

Рбт=(8,26*ρбр*λ*Q2/ dвнбт5)* Lбт=(8,26*0,02*1,0*482/11,15)*208= 0,47 МПа

Lбт=Lтк-lубт –lзд=250-17-25=208 м

Определяются потери давления в УБТ:

Рубт=(8,26*ρбр*λ*Q2/ dвнубт5)* Lубт=(8,26*0,02*1,0*482/8 5)*25= 0,29 МПа

           Определяются потери давления на долоте:

=0,05*(1,0*482)/(0,82*172)=0,63 МПа

где: -плотность бурового раствора, гр/см3; Q –подача,  л/с; f – суммарная площадь промывочных отверстий(см2) долото 190,5 – 10см2, 215,9 – 12см2, 295,3 – 17см2.

- коэффициент расхода в отверстиях  долота 0,7 - 0,9.

λ- коэфицент местных сопротивлений.

 

 

 

 

 

 

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ – скважина:

 Ркпубт=(8,26*λ*ρ*Q2*(lубт +lзд))/((Dд+dнубт)2*(Dд-dнубт)3)=

=(8,26*0,02*1,0*482*(25+17))/(29,53+17,8)2*((29,53-17,8)3)=0,01 МПа            

Определяются потери давления в кольцевом пространстве бурильные трубы – скважина:

Ркпбт=(8,26*λ*ρ*Q2*lбт )/((Dд+dнбт)2*(Dд-dнбт)3)=

=(8,26*0,02*1,0*482*800)/((29,53+12,7)2*(29,53-12,7)3)=0,012 МПа            

Определяются потери давления в забойном двигателе:

где Рздс – определяется по таблице №13 (учебник “Бурение нефтяных и газовых скважин”) Рздс=3,3; Qс=32.

Определяются потери давления в циркуляционной системе:

Рцс=Рм+Рбт+Рубт+Рд+Ркпубт+Ркпбт+Рзд=

=0,45+0,47+0,29+0,63+0,01+0,012+7,425=9,3 МПа

Определяется мощность на валу турбобура:

 

Определяется момент на валу турбобура:

Определяется число оборотов:

Определяется коэффициент передачи мощности на забой:

к =Nзд/2* Nн = 280,6/2*475=0,26

2. Интервал от 0 до проектного забоя скважины(0 – 1778м).

  Определяется необходимое количество  жидкости из условий:

А) очистки забоя от выбуренной породы:

где: q – удельный расход жидкости л/с на 1см2

Б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

где V – скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

 

 

 

 

 

 

 

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ – 475 с диаметром втулок 130 мм, Qн = 22,1л/с,

Р = 17,9МПа.

Определяется подача насоса:

         Определяются потери давления  в манифольде:

Рм=(8,26*ρбр*λ*Q2/ dвнбт5)* Lэкв=

=(8,26*0,02*1,13*352/10,95)*198= 0,294 МПа

        Определяются потери давления в трубах:

Рбт=(8,26*ρбр*λ*Q2/ dвнбт5)* Lубт=(8,26*0,02*1,13*352/10,95)*1745=2,6 МПа

Lбт=Lн-lубт –lзд=1778-8-25=1745 м

Определяются потери давления в УБТ:

Рубт=(8,26*ρбр*λ*Q2/ d<span class="dash041e_0431_044b_0447_043d_044b_0439__Char" style="font-size: sm