Pc' = φ·ρ·q·L+(1-φ)·ρш·q·L= 0,999·1150·9,81·1822+(1-0,999)·2350·9,81·1822 =
20,57 МПа
Построим график распределения давления в циркуляционной системе .
1. Слева изобразим геометрию кольцевого канала и компоновку бурильного инструмента с соблюдением вертикального масштаба.
2. Проводим горизонтальные линии через точки соединения различных элементов бурильной колонны:
1-1 – соединение ТБПК с УБТ-165;
2-2 – соединении УБТ-165 с УБТ-178
3-3 – соединение УБТ-178 с турбобуром (забойным двигателем) либо УБТ-178 с долотом
4-4 – соединение турбобура (забойного двигателя) с долотом – забой скважины.
3. Откладываем значения Рс и Рс΄ по горизонтали 4-4, получим точки d и d΄.
4. Соединив точки d и d΄ с началом координат, получим линии изменения гидростатического давления в затрубном пространстве. В пересечении линии Od΄ с горизонталями 1-1, 2-2 и 3-3 получим точки а, в и с.
5. От а, в, с и d по горизонталям вправо откладываем значения суммарных гидродинамических потерь давления получаем точки а΄, в΄, с΄ и d΄.
При этом длина отрезков равна:
аа’=ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК
вв’= ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК+ ΔpкпУБТ-146
сс’= ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК+ ΔpкпУБТ-146+ ΔpкпУБТ-178
d’d”= ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК+ ΔpкпУБТ-146+ ΔpкпУБТ-178 +Δpкптурбобур
6. Соединив точки О, а΄, в΄, с΄ и d˝ построим кривую изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции.
7. Из точки d˝ восстанавливаем вертикаль до пересечения с осью давлений. Получаем точку, соответствующую величине забойного давления при бурении скважины Рз.nn΄
8. Через точку d˝ проводим прямую, Оd. В пересечении с горизонталями получим точки k, m, n и точку s в пересечении с осью давлений.
9. Отложив по горизонтали от точки d˝ отрезок, соответствующей перепаду давления в долоте, получаем точку е. При этом длина d”e=ΔpТб.
10. Длина отрезка kk΄ равна сумме перепадов давления в долоте ∆Рд и турбобуре ∆Ртб.
11. длины отрезков mm΄, nn΄, ss΄ определяем по формуле:
mm’= Δpд+ Δpтб+ ΔpтУБТ-178
nn’= Δpд+ Δpтб+ ΔpтУБТ-178+ ΔpкпУБТ-146
ss’= Δpд+ Δpтб+ ΔpтУБТ-178+ ΔpкпУБТ-146 +ΔpмтТБПК
Р = ∆Рд + ∆Ртб + Σ(∆Ртi),
где Σ(∆Ртi) - суммарное гидродинамические потери давления внутри i-й секции бурильной колонны.
12. Вправо от точки s΄ откладываем отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке ∆Ро. Получаем точку, соответствующую давлению в насосе Рн.
13. Соединив точки е, k΄, m΄, n΄, s΄, Рн получаем график изменения давления от забоя скважины до насоса.
1 – Долото;
2 – УБТ ;
3 – ТБПВ-127;
4 – кондуктор;
5 – слабый пласт.
10.2 Расчет профиля скважины №921-Р ( типа Б)
1. Данные для расчета профиля:
2. Вертикальная проекция ствола скважины Н0=1822м;
3. Отклонение забоя скважины от вертикали А=75.5м;
4. Интенсивность падения кривизны i2=2,50 на 100м ствола скважины;
5. Конечный зенитный угол αк=10,90;
6. Интенсивность набора зенитного угла i1=140 на 100м. ствола скважины.
Решение:
1. Определим необходимый максимальный зенитный угол для получения проектного профиля ствола скважины:
2. вычисляем вертикальную проекцию не вертикальной части ствола скважины:
3. найдем длину верхнего вертикального участка ствола скважины:
4. рассчитаем длину участка набора кривизны:
5. Найдем горизонтальную проекцию участка набора зенитного угла:
6. Определим вертикальную проекцию участка набора кривизны:
7. рассчитаем радиус искривления ствола скважины на участке снижения зенитного угла:
8. Найдем длину участка снижения зенитного угла:
9. рассчитаем горизонтальную проекцию участка падения кривизны:
10. Вычисляем вертикальную проекцию участка падения кривизны:
11. определим общую длину ствола скважины:
12. найдем удлинение ствола скважины за счет скважины:
Произведем построение профиля ствола наклонно-направленной скважины. Откладываем на вертикальной линии отрезки АВ=Н0=1759 м.; ВС=Нв=240 м.;
Полученная ломанная линия АСЕFбудет представлять собой профиль наклонно-направленной скважины 2-го типа Б:
Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2003. – 240 с.
4 Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В.
Режим бурения: Учебное пособие по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов, обучающихся по специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Под редакцией профессора Зозули В.П. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2005. – 136с.
1. Спивак А. И., Попов А.Н., Акбулатов Т.О.
Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов.- М.:ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003.-510 с.
Измеряемый параметр | Метод опреде- ления | Способ измерения | Необходи-мость канала связи | Прибор | Выпуск про- мышл. | Досто- инства | Недостатки |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
I. 1) Нагрузки на вышку и талевую систему 2) Давление в сосудах, находящихся под давле-нием | прямой прямой | определение усилий в талевой канате | - - | индикатор веса манометры | + + | простота, достаточная точность простота, достаточная точность | |
II. Режимные параметры: 1) Нагрузка на долото | прямой | измерение усилий в переводнике над долотом | + | забойный датчик усилий | - | высокая точность | сложность измери-тельной системы |
косвен. | определение на-грузки на крюке | - | индикатор веса | + | простота системы | Невысокая точность, особенно в наклонных скважинах | |
2) Частота вращения долота:роторное бурение | |||||||
прямой | по частоте вращения ротора | - | роторный тахометр | + | простота, дос-таточная точ-ность | Мгновенная частота вращения долота и ро-тора в переходных режимах не совпадают | |
турбинное бурение | прямой | по частоте пульсаций давления забой-ного датчика | + | турботахо-метр | ± | достаточная точность | Недостаточная надеж-ность, необходимость использования сложной аппаратуры |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
косвен. | по изменению давления на стояке при бурении турбо-бурами серии А | - | манометр | + | простота | Невысокая точность | |
3) Момент на долоте:роторное бурение | |||||||
прямой | измерение момента | - | роторный моментомер | + | простота | Поскольку Мд≠Мротопределяется качест-венно изменение мо-мента на долоте | |
турбинное бурение | прямой | измерение реактивного момента на роторе | - | роторный моментомер | + | простота | Возможно лишь при небольшой глубине скважины |
косвен. | а) по изменению частоты вращения долота при нали-чии турботахо-метра | + | турботахо-метр | ± | Определяется качест-венно изменение мо-мента на долоте. Необходимость теле-метрии | ||
б) по изменению давления на стояке при бурении турбобу-ром серии А или объемным (винтовым) двигателем | - | манометр | + | простота определения | Определяется качест-венно изменение мо-мента | ||
электробурение | косвен. | по изменению силы тока электробура | - | амперметр | + | простота | Определяется качест-венно изменение мо-мента |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
4) Расход промывочной жидкости | прямой | измерение подачи насоса | - | расходомер РГР-7 | + | простота определения | Может применяться для измерения расхода только электропрово-дящих жидкостей |
косвен. | по частоте ходов насоса | - | счетчик ходов насоса (тахо-метр) | + | простота | На точность измере-ний влияет износ поршней и клапанов, условия всасывания | |
косвен. | по изменению давления на стояке | - | манометр | + | простота | Дает качественную информацию об изме-нении расхода | |
III. Состояние (износ) долота: 1) Состояние вооруже-ния | |||||||
косвен. | по изменению механической скорости | - | датчик проходки | + | простота | Погрешности из-за изменения прочност-ных свойств разбури-ваемых пород | |
2) Состояние опор: роторное бурение | |||||||
косвен. | по изменению момента на долоте | - | роторный моментомер | + | простота | Погрешности из-за изменения свойств пород | |
турбинное бурение | косвен. | по изменению давления на стояке (при бурении тур-бобурами се- рии А и вин-товыми дви-гателями) | - | манометр на стояке | + | простота | Погрешности из-за изменения свойств пород |
электробурение | косвен. | по изменению силы тока | + | амперметр | + | простота | Погрешности из-за изменения свойств пород |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
IV. Бурильная колонна: 1) Целостность бу-рильной колонны | |||||||
прямой | по изменению нагрузки на крюке | - | ГИВ | + | простота | Не дает информацию о потере целостности в виде трещины и свища, при сломе или отвин-чивании части колонны труб, вес которой меньшей погрешности ГИВ | |
косвен. | по изменению давления на стояке | - | манометр | + | простота | Давление на стояке может меняться и по другим причинам (кроме нарушения целостности бурильной колонны) | |
2) Прихват | прямой | по потере подвижности колонны труб | - | индикатор веса | + | простота | |
V. Определения положе-ния ствола скважины, в т.ч. забоя, в пространстве | прямой | пеленгация шумов долота сейсмодатчи- ками | каналом связи служит горная порода | Сейсмодат-чики | - | постоянство контроля по-ложения забоя | Сложность, высокая стоимость сейсмоаппа-ратуры, наличие помех из-за шумов, создавае-мых бурильной колон-ной, наземным обору-дованием и т.д. |
косвен. | измерение значений зенит-ного угла и азимута | кабель | инклинометр | + | достаточно вы-сокая точность определения координат | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
VI. Приток пластового флюида | прямой | по изменению свойств промы-вочной жидкости, выходящей из скважины | - | приборы измерения свойств промывочной жидкости | + | простота метода | Большой промежуток времени между нача-лом поступления плас-тового флюида и мо-ментом обнаружения |
прямой | по изменению свойств про-мывочной жидкости на забое | + | забойный датчик | ± | быстрота обнаружения притока | Сложность и высокая стоимость оборудова-ния. Не выпускается в России | |
косвен. | по увеличе- нию объема промывочной жидкости в емкостях | - | уровнемер | + | простота кон-струкции, от-носительная дешевизна | В случае слабого при-тока обнаружение с большим запазды-ванием | |
косвен. | нарушение соотношения между объемами поднятых (спущенных) труб и объемам закаченной в скважину (вытесненной) промывочной жидкости | - | уровнемер, счетчик поднятых (спущенных) труб, процессор | Слабые притоки плохо диагностируются. Необходима специаль-ная обвязка емкости долива | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
VII. Приближение к пластам с АВПД | косвен. | по изменению экспоненты | - | датчик проходки | + | простота метода | Достоверные данные получаются при бурении однородных пород |
косвен. | по изменению скорости пробега звуковой волны в породе | кабель | геофизич. аппаратура | + | простота метода | Возможно в перерывах бурения во время геофиз. измерений |