книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин
..pdfПримем следующие значения постоянных в формуле
(3.43): |
125 руб/ч, /,„ = 29,1 ч, cg = |
694 руб (215, 9СЗГАУ-Я 53), |
с, = |
||
cg = |
668 руб (215, ЭСЗГАУ-R II), |
tR = 0,9 ч. Величины этих |
постоянных лучше выписывать из проектно-сметной докумен тации конкретного бурового предприятия.
С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов
Ки А рассчитываем величины В, D, М, по формуле (3.43). Скв. № 1, долото 215, 9 СЗГАУ-R 53:
В - |
|
125 |
____, л10 |
„ |
125(29,1 + 0,9) |
7,7135-1040 |
= 16,2 МО" |
D = |
= 1250, |
||
|
|
|
7,7135-Ю”10 -4-109 |
||
М = |
694 |
|
|
||
|
= 224,9. |
|
|||
|
|
7,7135-10 10-4-109 |
|
|
При наиболее эффективных параметрах режима Pg = 200 кН и ия = 49 об/мин. минимальная стоимость одного метра будет:
16,21-10" |
1215+224,9 |
49°,s(200-103 )14 |
= 358 руб/м. |
490Л(200-103 )°’2 |
Скв.№ 2, долото 215, 9 МСЗГАУ-R И.
|
125 |
125(29,1 + 0,9) |
= 1208, |
|
= 18,23-10" |
D = |
|
6,8565-10“ |
6,8565-10"1№-4,5266-109 |
|
|
л/ = |
668 |
= 215,2. |
|
6,8565-10’10 -4,5266-109 |
|
||
|
|
|
При наиболее эффективных параметрах режима Pg = 200 кН и ng = 49 об/мин. минимальная стоимость одного метра будет:
18,23-10" |
1208+215,2 |
= 391 руб/м. |
3 J . 4 |
гРчО.2 |
|
49<w(200-103) |
49 • (200-10 ) |
|
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки доло том 215, 9 МСЗГАУ больше, чем долотом 215, 9 СЗГАУ, то пос леднее рекомендуется использовать для бурения в интервале 4100-4350 м.
Аналогичным образом производится выбор лучшего долота для первого интервала 3800—4100 м.
По формулам (3.36) и (3.38) найдем прогнозируемые пока затели отработки долот 215, 9СЗ-ГАУ при рекомендуемых эф фективных параметрах бурения:
= 7,7135-1О*'0 • 4 -10Ч■490Л(200 103)ол = 52,3 м;
h - |
4-10 |
114ч; |
|
|
49°*7(200-103 )1,3 |
14‘ |
211 |
52 3
v = ^ = 0,459 м/ч.
“114
Аналогичным образом были найдены прогнозируемые по казатели отработки долот 215,9 МСЗ ГАУ:
hg= 52,6 м; tb = 129 ч; v„ = 0,408 м/ч. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.5.
Т а б л и ц а 3.5
Оптимальный режим бурения и прогнозируемые показатели работы долота
Ин |
|
Опти |
Прогнозируемые пока |
|
|||||
тервал |
|
мальный |
|
||||||
|
затели работы долота |
|
|||||||
одина |
Конкуриру |
режим |
Рациональ- |
||||||
|
|
|
|
||||||
ковой |
ющие типы |
|
|
|
|
|
С, |
ный тип |
|
бури- |
долот |
рг |
А- |
К |
^5- |
v„. |
долота |
||
руб/ |
|||||||||
мости, |
|
об/ |
|
||||||
м |
|
КН |
мин. |
м |
Ч |
М /Ч |
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
4100- |
215,9 СЗГАУ |
200 |
49 |
52,3 |
114 |
0,459 |
358 215, 9СЗГАУ |
||
4350 |
215,9 МСЗГАУ |
200 |
49 |
52,6 |
129 |
0,408 |
391 |
|
ЗЛО. ПРИМЕР РАСЧЕТОВ ПРИ ТУРБИННОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ
(Calculation for turbodrilling)
Исходные данные:
Наименование |
Обозначе |
Единицы |
Значе |
|
ния в ф ор |
измере |
ния |
||
параметров |
||||
мулах |
ния |
|
||
|
|
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1. Глубина бурения скважины |
L |
М |
1200 |
|
2. Глубина 'залегания кровли продуктив- |
h |
м |
1080 |
|
ного пласта |
|
|
|
|
Пластовый флюид |
|
Нефть |
|
|
3. Пластовое давление |
А , |
МПа |
10 |
|
4. Глубина залегания подошвы слабого |
А, |
м |
550 |
|
пласта |
|
|
|
|
5. Давление гидроразрыаа |
Рг |
МПа |
9.5 |
|
6. Свойства промывочной жидкости |
|
|
|
|
а) плотность |
р |
кг/м 3 |
1120 |
|
б) динамическое напряжение сдвига |
to |
Па |
5,0 |
|
в) пластическая вязкость |
П |
Па-с |
0,01 |
|
7. Марка и количество установленных |
У8-6М |
шт |
2 |
|
буровых насосов |
|
|
|
212
8. Размеры наземной обвязкн: |
— |
|
а) условный размер стояка |
||
б) диаметр проходного канала бурово- |
|
|
го рукава |
— |
|
в) диаметр проходного канала верт- |
||
люга |
— |
|
г) диаметр проходного канала веду- |
||
щей трубы |
|
|
9. М инимальная скорость жидкости в |
vk |
|
затрубном пространстве, обеспечиваю- |
|
|
щая вынос шлама |
|
|
10. Интервал отработки долот |
М |
|
в скв. 1 и 2 |
|
|
И. Типоразмер отработанных долот |
|
|
в скв. № 1 |
|
|
12. Проходка в скв. № 1 |
|
|
на долото 1 |
hgl |
|
2 |
hgl |
|
3 |
hgX |
|
4 |
hg4 |
|
5 |
hgS |
|
13, Время бурения в скв. № 1 |
|
|
долотом 1 |
ti |
|
2 |
u |
|
3 |
|
|
4 |
*4 |
|
5 |
<5 |
|
14. Типоразмер отработанных долот |
|
|
в скв. № 2 |
|
|
15. Проходка в скв. № 2 |
|
|
на долото 1 |
^Jfl |
|
2 |
hg2 |
|
3 |
hgi |
|
4 |
||
|
||
5 |
|
|
6 |
A* |
|
16. Время бурения в скв. № 2 |
|
|
долотом 1 |
t, |
|
2 |
*2 |
|
3 |
|
|
4 |
U |
|
5 |
U |
|
6 |
u |
|
17. Частота вращения ротора илн тип |
ЗТСШ-240 |
|
турбобура |
|
|
18. О севая нагрузка |
P* |
|
19. Подача жидкости |
||
O o |
||
|
||
20. М инимальный наружный диаметр |
d „ |
|
труб в компоновке бурильной колонны |
|
MM 140
MM76
MM75 MM 85
м/с 0,8
M700-1200
111 269,9 МГВ
M |
108 |
M |
96 |
M |
110 |
M |
92 |
M |
94 |
4 |
13 |
4 |
9 |
4 |
14 |
4 |
8 |
4 |
7 |
|
111 269,9 |
|
МСГБ |
M |
81 |
M |
80 |
M |
84 |
M |
88 |
M |
82 |
M |
85 |
4 |
8 |
4 |
7 |
4 |
9 |
4 |
10 |
4 |
7 |
4 |
10 |
KH |
120 |
M 3/ C |
0,04 |
M |
0,127 |
213
Проверочный расчет расхода и плотности бурового раствора в ранее пробуренных скважинах при отработке долот
С учетом принятой для данной площади скоро сти vk = 0,8 м/с находим необходимый для выноса шлама рас ход бурового раствора:
а =—(0.26992 -0,1272)0,8= 0,035м3/с.
4
Здесь диаметр скважины dc для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.
Определим расход раствора, необходимого для очистки за боя скважины от шлама:
Q2 =(0,5 + 0,7)*0,785*0,26992 = 0,028 ... 0,04 м3/с.
Сравнивая значения 0, и Q2c фактическим расходом рас
твора Q0= 0,04 м3/с в скв. 1 и 2, видим, что он удовлетворяет условию:
£ о = 0 ,0 4 м 3/ с * т а х |е , = 0 ,0 3 5 ^ - ; Q2=0 ,0 4 ^ -1 .
Проверим соответствие плотности раствора, использован ного в скв. 1 и 2, требованиям правил безопасности.
10-106+М 06 + 3 105-10 1 06
9,8 М 080-103
= 1112 к г/м
9,811080
что меньше фактической плотности (см. задание или промыс ловые данные). Поэтому величину последней будем использо вать в дальнейших расчетах.
Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок
Примем коэффициент наполнения насоса т = 0,9. Для создания найденной подачи Q = 0,04 м3/с будем исполь зовать оба насоса У8-6М при втулках диаметром 140 мм. При
этом подача насосов составит:
Q = 0,9 • 2,0 • 0,0223 = 0,04 м3/с.
Т.о. в дальнейших расчетах принимаем Q = 0,04 м3/с.
Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
На рис. 3.6 с координатами "глубина скважи ны Н — время бурения V наносим результаты отработки до-
214
лот в каждом рейсе в скв. I и 2. Из зависимости hg = hg(t$ видно, что она не имеет изломов. Следо вательно, весь интервал одинако вой буримости, и в дальнейшем его будем рассматривать как од ну пачку.
Следует отметить, что провер ка исходных значений плотности и расхода раствора, выбор насо сов, а также расчленение разреза на пачки одинаковой буримости при роторном и турбинном спо собах бурения производится по одинаковой методике.
о |
20 |
iO Кч |
т |
|
|
т
1Ю0
Н, м
Рве. 3.6. График Н=Н(Ц.
Выбор оптимального режима бурения
Согласно исходным данным задания или про мысловой информации определим в интервале 700—1200 м сред нее арифметическое значение проходки на долото hg, стойкос ти долота fg, механической скорости проходки v^.
Скв. № 1, долото 111 269,9 МГВ:
. |
108+96+110+92+94 1ЛП |
h = |
---------------------------- 100 м; |
h ~ |
13+9+14+8 +7 = 10,2 ч; |
|
5 |
V* =100/10,2 = 9,8 м/ч.
Скв. № 2, долото 111 269, 9 МСГВ:
, |
81+80+84 +88+82+85 с, , |
h --------------- |
------------- - = 83,3 м; |
8+7+9+10+7 +10
*8 = ---------- ------------= 8,5ч;
О
vM= 83,3/8,5 = 9,8 м/ч.
Чтобы найти по формулам (3.40) и (3.41) адаптационные коэффициенты, необходимо предварительно определить по формуле (3.44) или с помощью турботахометра частоту вра щения долот 269,9 МГВ и 269,9 МСГВ во время отработки в скв. 1 и 2 на валу турбобура ЗТСШ-240 при нагрузке на до лото Pg = 120 кН, расходе раствора Q = 0,04 м3/с и плотности раствора р = 1120 кг/м3.
215
Рассчитаем величины, входящие в формулу (3.44), описыва ющие характеристику турбобура.
Тормозной момент вычислим по формуле (3.45):
|
\ 2 |
__ , __ \2 |
Мторм=2МТ |
(*J- |
2 - 3 0 0 0 - = 8 7 5 0 Н-м. |
1200{ 0,032) |
||
Момент на долоте по формуле (3.46): |
||
Mg = (1,6-103 + aPg)dl = (1,6■103 +0,2 ■120-103)0,26992 =1865 Н• м. |
||
Частоту холостого вращения вала определим по формуле |
||
(3.47): |
|
|
пх = 2пт — = 2-420 -^^ - = 1050 об/мин. |
||
тQT |
0,032 |
|
Осевое усилие на валу турбобура рассчитываем по форму |
||
ле (3.48): |
|
|
Pr=Pwr^ |
Q I2 ** 2 |
1200(0,032J ' 4 |
Рг \ QT |
Подставим найденные значения Мторм, Mgl пх, Рг в форму лу (3.18), получим:
М +(Р -Рг )г п= пя =пх(1--------- —----------- -)=
М
1Г1 т о р м
= 1050(1 1865+(120 1 03 -176-103)-0,084-0,08 = 781 об/мнн. 8750
Таким образом, долота в скв. 1 и 2 были отработаны при частоте вращения п = 781 об/мин.
Теперь можно определить адаптационные коэффициенты по формулам (3.40) и (3.41).
Для долот 269,9 МГВ:
К=- |
___ |
9,8 |
0,8 р 1,4 |
= 3,683-10" |
|
|
g |
7 8 10,8(120-103)1'4 |
А = t&■п®-7 - Р'12 = 10,2 ■78 l°-7(t 20-103 )' 2 = ! ,344-1О9.
Для долот 269,9 МСГВ:
К = |
9,8 |
= 3,683-10_ |
|
|
781м (120-103)1>4 |
44 = 8,5• 781°Л(120-103),Л = 1,12•109.
График внешней характеристики турбобура (рис. 3.5) для большей наглядности построим по нескольким точкам по фор муле (3.44).
216
1-я точка. Нагрузка на долото Pg = 0 |
кН. |
|
Момент на долоте: |
|
|
M g =1,6-103 |
d \ = 1,6Ю 3 -0,26992 =117 Н м. |
|
Разгонная частота вращения вала турбобура: |
||
" Р = п х 0 - |
+ РГгсрУт) = 1050(1 - 117+176-103 |
0,084-0,08 ) = 894 об/мин. |
|
8750 |
2-я точка. Режим разгруженной осевой опоры, когда Pg= Рг. Момент на долоте:
Mg =(1,6-103 +aPg)dg =(1.6-103 +0,2-176-103)-0.26992 =2681 Н • м.
Частота вращения вала: |
|
|
n= nx(l- Mg+° ) = 1050 (I — |
= 728 об/мин. |
|
* MmopJ |
8750 |
|
3-я точка. Торможение турбобура, когда п — 0.
Чтобы частота л стала равна нулю, необходимо на долото создать нагрузку:
р Мп,орм- 1600 d\ +PrrcpiiT
s
8750-1600 0,2699* +176-103 0,084 0,08 ,,, |
„ |
---------------------------- -------------------------------= 461 кН. |
|
о.г-о.гбоэЧодм-о.ов |
|
Для более точного построения характеристики турбобура |
|
п = n(PJ в диапазоне нагрузок от 0 до Pg = |
461 кН по формуле |
(3.44) можно рассчитать соответствующие различным нагруз кам значения частот вращения вала (долота), например, при Pg = 350 кН частоте п = 284 об/мин. (см. рис. 3.5).
На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствую щими разгонной частоте вращения пР= 894 об/мин. и нагруз ке Pg = 0 кН, и снизу точкой с координатой по частоте, опре деляемой по формуле (3.51):
п = пу= КпР= 0,4 • 894 = 358 об/мин.
При этом согласно графику на рис. 3.5 нижний конец участка устойчивой работы по нагрузке имеет координату Р^ = 315 кН.
Согласно паспортным данным долот (табл. 3.3), в качест ве наибольшей нагрузки на долото 111 269,9 МГВ и 111 269,9 МСГВ принимаем 0,9 от максимально допустимой нагрузки на долото, т.е.
Pg= 0,9 • Р ^ш= 0,9 ■250 = 225 кН.
217
При этой нагрузке частота вращения долота, которую разо вьет турбобур согласно характеристике (3.44), составит:
я =1050(1--(1.6 -103 + 0,2• 225-103)■0,2699? +(225-103 -176-103)•0,084 0,081 = 8750
= 603 об/мин.
Участок совместных условий работы системы "турбобурдолото" на характеристике турбобура (см. рис. 3.5) располага ется в интервале между точками А(^ = 0, и = 894 об/мин.) и В (Pg = 225 кН, п = 603 об/мин.).
Так как при турбинном способе бурения и = n(PJ, на рис. 3.5 по формуле (3.36) с учетом выражения (3.44) для долота 269,9 МГВ построена зависимость v*= v'JPJ в виде кривой 2, не име ющей максимума.
Таким образом, согласно приведенным выше результатам, в дальнейшем для отработки долот 269,9 МГВ и 269,9 МСГВ в соче тании с турбобуром ЗТСШ-240 в качестве наиболее эффективной считаем нагрузку 225 кН при частоте вращения 603 об/мин.
Примем следующие приблизительные значения постоян ных в формуле (3.43):
сь = 84,3 у.е.
Стоимость долота 111 269,9 МГВ —221 у.е., а долота 111 269,9 МСГВ 220 у.е.
Время подготовительно-заключительных и вспомогатель ных работ в одном рейсе tb найдем из выражения:
h = + К + tom+ tme + tn
где tnj —время на подготовительно-заключительные рабо ты; t„ — время на наращивание инструмента; tom—время на от вертывание долота; tT —время на проверку турбобура.
t„= 0,45 + 0,2 + 0,12+ 0,12 + 0,4 = 1,3 ч.
Время на спуско-подъемные операции 1СЯ для скважины глубиной 950 м:
tcn = 1,99 ч.
С учетом ранее полученных адаптационных коэффициентов
Ки А, рассчитываем величины В, D, М, С по формуле (3.43). Скв. № 1, долото 111 269, 9 МГВ:
В= - |
84,3 |
„9. |
п _ |
(1,99+1,3)84,3 |
= 56,03; |
|
=22,89-10v; |
D= |
3,683 10"9-1344 109 |
||
3,683 10" |
|
|
|
М- _______ 221_______ =44,65. 3,683-10"9 ■1344-109
При наиболее эффективной нагрузке Pg - 225 кН минималь ную стоимость одного метра вычислим по формуле (3.43):
218
с = |
22,89-109 |
56,03+44,65 |
= 8,89 у.е. |
|||
603°‘8(225-1O')L4 603°-'(225-103)0>2 |
|
|||||
Скв. 2, долото Ш 269,9 МСГВ: |
|
|||||
В=- |
84,3 |
|
= 22,89-109; |
D = (1,99+1,3)84,3 = 67,24; |
||
3,683-10-9 |
|
|
3,683-Ю-9-1,12-Ю9 |
|||
М- |
|
221 |
|
53,33. |
|
|
3,683-10“9 -1,12-Ю9 |
|
|||||
|
|
|
||||
|
22,89-109 |
67,24+53,33 |
|
|||
с = - |
|
|
3,1.4 |
+— |
-------- ГТТ =9’79 У-е- |
|
603°’8(225 10") |
603°’ (225-103)0,2 |
|
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки доло том 269,9 МСГВ больше, чем долотом 269,9 МГВ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 700— 1200 м.
По формулам (3.36)—(3.38) найдем прогнозируемые показа тели отработки долот 269,9 МГВ при рекомендуемых эффек тивных параметрах бурения:
К =3,683• 10’9 ■1.3443 ■109 •6030'1■(225 ■103)°'2 = 110 м
1,344-109 *Ь_ 603°'7-(225-103),':2~ ’ 4
К |
110 |
, |
v„ = — =----= 19,3 м/ч. |
||
tb |
5,7 |
|
Аналогичным путем были определены прогнозируемые по казатели отработки долот 269,9 МСГВ:
hg = 92 м; f5 = 4,8 ч; vM= 19,2 м/ч.
Результаты расчетов сведены в таблицу 3.6.
Т а б л и д а 3.6
Прогнозируемые показатели работы долот при турбинном бурении приведенной скважины
Интервал одинаковой буримости, м |
Тип забойно го двигателя |
Конкуриру ющие типы долот |
700- |
зтсш - |
269,9 МГВ |
1200 |
240 |
269,9 |
МСГВ
Опти Прогнозируемые
мальный |
показатели работы |
||||
режим |
|
долот |
|
||
л . |
О, |
кг |
h' |
У«, |
с, |
|
у.е. |
||||
кН |
M J / C |
м |
ч |
м/ч. |
|
225 |
0,04 |
110 |
5,7 |
19,3 |
8,89 |
225 |
0,04 |
92 |
4,8 |
19,2 |
9,79 |
Рациональ ный тип до лота
269,9 МГВ
219
3.11. ОПЕРАТИВНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕСА ИНСТРУМЕНТА НА КРЮКЕ И НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО
(Drilling tool weight and bit load determination)
По основному указателю и регистратору
При определении натяжения каната необходимо пользоваться тарировочной таблицей, находящейся в паспорте прибора. Значения усилий приведены в таблице. Промежуточ ные значения должны определяться интерполяцией.
П р и м е р . Оснастка талевой системы 4x5. Установлен при бор с трансформатором давления ТД-4 и натяжением кана та 5000 кН при положении стрелки и пера на 10-м делении. Вес инструмента вызвал отклонение стрелки до 44-го деле ния. По паспорту 40-му делению соответствует натяжение ка ната 43500 кН, а 50-му делению 55500 кН. Средняя оценка од ного деления от 40 до 50-го деления:
АР = 5550^43500 50-40
Тогда усилие натяжения, соответствующее 44-му делению:
Р44 = 43500 + (1200 ■4) = 48300 кН.
Если из этого значения вычесть начальное натяжение ка ната (при положении стрелки и пера на 10-м делении), то по лученное усилие Р, = 48300 — 5000 = 43300 кН составит 1/4 часть нагрузки на крюке талевой системы (здесь 4 — число струн талевой системы). Нагрузка на крюке, таким образом, будет равна:
Qk = Р,п = 43300*8 = 346400 кН.
Эта величина соответствует весу инструмента, погружен ного в жидкость (промывочный раствор).
Для определения нагрузки на вышку необходимо умножить полную величину натяжения каната на п + 2. В нашем приме ре нагрузка на вышку:
£?з = Лм(и + 2 ) = 48300(8 + 2) = 483000 кН.
Для определения нагрузки на долото необходимо среднюю цену деления умножить на число делений разгрузки и на чис ло струн.
Пр и м е р . После установки инструмента на забой стрелка
иперо остановились на 41-м делении. Следовательно, нагруз ка на долото при условиях предыдущего примера:
Рд = ДР(44 - 41)п= 1200 • 3 • 8 = 28800 кН.
220