Расчет частоты вращения долота



Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

для долот типа М 250 - 400 об/мин;

для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

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 Оптимальнаячастота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м Частот вращения, об/мин
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105 220 300 160 115

 

Обоснование и выбор очистного агента

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

 


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1034; Мы поможем в написании вашей работы!






Мы поможем в написании ваших работ!