Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском (стр. 3 из 7)

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: n_t – 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).

t_z – 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 :

G_д=Р_шF_к (2.23)

где: G_д – осевая нагрузка на долото, кН;

Р_ш твердость пород по тпампу, Мпа;

F_к – площадь контакта вооружения долота с забоем, м²

F_к = 0,4 b₃ ∑ l_i(2.24)

где: ∑ l_i – 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 (Q_min) необходимой для очистки забоя скважины от шлама определяется по формуле:.

Q_min = 0 .785 V_к (Д_с² – d_н²) 10³ (25)

где V_к – средняя скорость течения глинистого раствора в затрубе, м/с

V_к= 1,25 V_в (26)

где: V_в – скорость витания частиц шлака в кольцнвом пространстве. м/с.

V_к= 1,25 V_в (26)

где: V_в – скорость витания частиц шлака в кольцевом пространстве. м/с.

(27)

где: R –постоянная Реттинчера, R=5,72 м/с при R_е >60;

d₄ – диаметр частиц шлака, м;

- плотность горной породы (п.2.5), кг/м³;

- плотность бурового раствора (п.2.5), кг/м³;

д_с – диаметр скважины, м;

d_н – минимальный наружный диаметр бурильной колонны,м;

(28)

где: R_e – 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

V_к =1,25 0,66 = 0,83 м/с

715-1830м Q_min =0.785 0.83 (0.310² – 0.127²) 10³ = 52.0 л/с

Технологический необходимый расход бурового раствора определяется по формуле:

(31)

где: Q_ТН – технологически необходимая величина расхода дляобеспечения процесса углубления скважины, л/с;

Р_max – максимально допустимое давление на выкиде буровых насосов, Мпа;

Р_ДТ –технологически необходимая величина перепада на долоте, Мпа: