Гидравлический расчет промывки скважин по интервалам глубины

 

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости. Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал.

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и ∑_(Ркп).

и расход Q = 0,025м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.

Для определения величины ∑(Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе_кр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, для течения в кольцевом канале:

За УБТС2-146

За ТБВК

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве: между ТБВК и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

за УБТС2-146

Так как полученные значения Rе_кп < Rе_кр, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим числа Сен-Венана:

За ТБВК

за УБТС2-146

Находим значения β по формулам

За ТБВК

За УБТС2-146

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого пласта

Определяем местные потери от замков ЗН-113 в кольцевом пространстве. Согласно таблице 5.7 методического пособия по выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» d_м = 0,155м. Примем ℓ_т = 12м.

Потери давления на участке за УБТ:

Суммируя значения Р_кп, получим ∑(∆Р_кп), необходимую для вычисления ρ_кр больше принятого ρ = 1180кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса:

В ТБВК

В УБТС2-146

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну:

В ТБВК

В УБТС2-146

В бурильной колонне везде действительные числа Rе_т < Rе_кр, следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления:

 

 

В ТБВК

В УБТС2-146

Рассчитаем потери давления внутри ТБВК и УБТ

В ТБВК

В УБТС2-146

Местные потери от замков ЗН-113 в колонне определяем по формуле

Вычислим потери давления в наземной обвязке, предварительно найдя из табл. 6.1. методического пособия по выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» значения коэффициентов:

+0,4+0,4)·10⁵·1180·0,025²=1,16 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве за ТБВК ранее определены для участка длиной 1225 м. Перечислим это значение на полную длину ТБВК L = 1637м:

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте:

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте при в = 0,8:

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при μ = 0,95:

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления:

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит Р_н = 11,12· 10⁶ +4,14 · 10⁶ =15,26 МПа.

Вычисляем площадь промывочных отверстий:

Ø =

В долоте устанавливаем три насадки, внутренний диаметр которых:

Определить величину гидростатического давления на забое скважины:

а) в скважине, заполненной промывочной жидкостью плотностью ρ, по формуле

Р_с = ρ g L = 1180*9,81*1637 = 18,7МПа

б) в скважине, заполненной той же жидкостью, но содержащей частицы выбуренной породы плотностью ρ_ш,

Р_с = φ ρ q L + (1- φ) ρ_ш q L = 1*1180*9,81*1637+0,5=19,2МПа

Строим график давлений.

Рис. 11.1 - График распределения давления в циркуляционной системе

1 – турбобур с долотом;

3 – УБТС;

4 – ТБВК;

5– обсадная колонна;

6– слабый пласт;

7- продуктивный пласт.

12. Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки

 

При разбуривании нефтяного месторождения большое значение имеет правильность выбора класса и типа буровой установки, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Исходными данными при выборе класса буровой установки являются проектная глубина, конструкция скважины, компоновка и состав бурильной колонны.

Тип буровой установки выбирают с учетом наибольшего веса на крюке. Наибольший вес на крюке составляет:

Q_кр=763,5кН

Такую нагрузку будет испытывать буровая установка от бурильной колонны при ее вытаскивании из наклонно-направленной скважины.

Главный параметр буровой установки – допускаемая нагрузка на крюке, определяемая из условия:

Q_доп≥kQ_кр (12.1)

Где к – коэффициент запаса опускаемой нагрузки на крюке с учетом прихвата бурильной колонны (к=1,6-2,0).

Для обеспечения повышенного срока службы оборудования примем к=2,0. Тогда допускаемая нагрузка на крюке составит:

Q_доп=2,0∙763,5=1527кН.

Этим требованиям по размерному ряду буровых установок отвечает буровая установка 4 класса по ГОСТ с допускаемой нагрузкой на крюке – 1600кН и условной глубиной бурения до 2500м.

Выбираем буровую установку БУ2500.

Определим тип оснастки для талевой системы. Число струн талевого каната определим по формуле:

(12.2)

где Q_кр – вес на крюке, Н;

k –коэффициент запаса прочности талевой системы (к=2,5);

Р_разр – разрывное усилие каната при пределе прочности материала каната (Р_разр=515700Н).

Тогда число рабочих струн каната составит:

Принимаем Т=8, что соответсвует оснастке талевой системы 4х5.

Определим правильность выбранной оснастки, приняв КПД талевой системы η_т.с.=0,8. Для этого определим натяжение на ходовом конце талевого каната по формуле:

(12.3)

Где Q_тс – вес талевой системы (Q_тс =6кН).

Натяжение на ходовом конце талевого каната составит:

По паспортным данным лебедки БУ2500 допустимое натяжение для ходового конца составляет Р_{доп.х.к.}=225кН. Следовательно, оснастка талевой системы выбрана правильно.

Параметры буровой установки БУ2500 указаны в таблице 12.1.

БУ2500 выпускается Волгоградским заводом буровой техники ВЗБТ.

 

Таблица 12.1 -Техническая характеристика БУ2500/1600-Э

Показатели	Значения
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2. Условная глубина бурения, м 3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 4. Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее 5. Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт 6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм 7. Расчетная мощность привода ротора, кВт 8. Мощность бурового насоса, кВт 9. Вид привода 10. Масса установки, т	0,1-0,2 1,95   Электрический
Механизмы и агрегаты установки
1. Буровая вышка   2. Буровая лебедка 3. Буровой насос 4. Ротор 5. Кронблок 6. Крюкоблок 7. Вертлюг 8. Привод основных исполнительных механизмов и агрегатов: а) привод лебедки   б) привод насоса	А-образная, мачтовая ВМА-45х200 Сб.02/ЛБ-750 БРН-1 Р-560 Сб10А/БУ2500ЭУ Сб11Б/БУ2500ЭУ УВ-250МА     Электродвигатель МПЭ-500-500УХЛЗ Электродвигатель СДБМ-99/42-8УХЛ2
в) привод ротора 9. Мощность привода лебедки, кВт 10. Максимальное усилие в канате, кН 11. Диаметр каната, мм 12. Число скоростей подъема 13. Оснастка талевой системы 14. Вспомогательный тормоз	Электродвигатель Д-816 4х5 ТЭП-45-У
15. Мощность привода буровых насосов, кВт 16. Максимальное число ходов поршня в мин 17. Максимальное давление на выходе, МПа 18. Максимальная идеальная подача, м3/с 19. Число цилиндров насоса, шт	0,0519
20. Мощность привода ротора, кВт 21. Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН 22. Частота вращения стола ротора, об/мин а) номинальная б) максимальная 23. Максимальный крутящий момент на столе ротора, кН∙м
24. Допускаемая (максимальная) нагрузка на вертлюг, кН 25. Максимальное давление прокачиваемой жидкости в стволе вертлюга, МПа

Контрольный пульт бурильщика ПКБ-2 предназначен для измерения и регистрации веса, подачи и длины инструмента, скорости проходки и давления промывочной жидкости.

 

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 -стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства;9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 – насосы.

Рисунок 12.1 - Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

 

 

Рисунок 12.2 - Контрольный пульт бурильщика КПБ-2

 

1 и 3 — штуцер соответственно регулируемый и быстросменный; 2 — отбойная камера; 4 и 20 — крестовины; 5 — задвижка прямоточная (или кран) высокого давления, б — быстросъемное соединение к цементировочному агрегату; 7 — рабочий выкид; 8 и 18 — основные задвижки (краны) высокого давления с гидроприводом; 9 — рабочая линия к регулируемым штуцерам, 10 — тройник, 11 — колонная головка; 12 — универсальный превентор; 13 — плашечные превенторы, 14 — манометр; 15 — вентиль для манометра, 16— разделитель для манометра; 17 — буфер, 19 — аварийный выкид.

Рисунок 12.3 - Типовая схема оборудования и обвязки устья для бурения скважин:

13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины

 

С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы: ареометр, полевой вискозиметр ВП-5, ВМ-6.

Для измерения относительной плотности бурового раствора служит ареометр АГЗ. Для более точных измерений пользуются пикнометром.

Условную вязкость измеряют с помощью стандартного вискозиметра

ВП-5.

Для определения водоотдачи и толщины глинистой корки используют прибор ВМ-6, имеющий напорный и фильтрационный узлы.

Водородный показатель замеряют при помощью лакмусовой бумажки.

Для определения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2.

Содержание песка в глинистом растворе определяют с помощью отстойника ОМ-2.

Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологическо­го процесса бурения скважин, позволяют: установить оптималь­ный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и кор­ректировать его с учетом изменения геологического разреза; пре­дупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе буре­ния; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять автоматизировать процесс.

Гидравлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансфор­матора давления и манометров - показывающего и самопишуще­го. По показывающим приборам бурильщик контролирует теку­щий процесс бурения. По записи диаграммы самопишущего ма­нометра изучают процесс бурения скважины и работы, связанные с ее проходкой.Нагрузку на забойс помощью ГИВ определяют как разницу между весом бурильной колонны, когда инструмент чуть при­поднят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес инструмен­та, висящего на крюке талевой системы, определяется как произ­ведение усилия в неподвижном конце каната на число его струн, несущих талевый блок. При этом учитывается начальное усилие в неподвижном конце от веса талевого блока, крюка и вертлюга.

Расходомеры РГР-7 и РГР-100 предназначены для контроля мгновенного расхода электропроводных жидкостей, в частности бурового раствора на водной основе, и устанавливают­ся в напорном трубопроводе бурового или тампонажного манифольда. Для измерения давления растворов при бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин применяют манометр буровой геликсный МБГ-1.

Измерение кривизны ствола скважины проводится с помощью инклинометра. Измерение угловых величин производится по точкам. Для контроля правильности работы инклинометра измерения в каждой точке дублируются. После измерения кривизны скважины бурение продолжается. Затем измеряется кривизна в новом интервале глубин.

Скважинный прибор для измерения диаметра скважины – каверномер. Он имеет 4 рычага, которые пружинами прижимаются к стенке скважины. Расхождение рычагов точно соответствует диаметру скважины. Для спуска прибора на забой рычаги прижимаются к цилиндрическому корпусу прибора и обвязываются тонким проводом с изоляцией. Когда каверномер находится на забое скважины, включается ток, провод перегорает и рычаги прижимаются к боковой поверхности скважины.

Кавернограмма пишется при равномерном подъеме прибора. В геофизической документации она наносится на ленту стандартного электрического каротажа. Пределы измерения диаметра от 100 до 860 мм. Горизонтальный масштаб записи кавернограммы 1:10, т.е. в одном см. на бумаги содержится 10 см. в реальности.

14. Безопасность и экологичность проекта

Охрана труда

Охрана труда - это разветвленная система правовых, социально – экономических, санитарно – гигиенических и организационно-технических мероприятий, целью которых является создание комфортных и безопасных условий труда.

В нашей стране была введена система стандартов безопасности труда (ССБТ) – единый свод нормативных документов для всего народного хозяйства, который состоит более чем из 200 ГОСТов. На основе отдельных стандартов ССБТ разработаны отраслевые стандарты (ОСТы), конкретизирующие мероприятия для создания безопасных и здоровых условий труда в каждой отрасли.

Различают общие и отраслевые нормы и правила. Общие нормы и правила обязательны для исполнения во всех отраслях народного хозяйства станы и утверждаются органами государственного надзора.

Отраслевые нормы и правила, обязательные для исполнения в данной отрасли народного хозяйства, утверждаются руководящими органами отрасли и согласуются с органами надзора.

На основе всех документов, разрабатываются инструкции – документы, исполнение которых является такой же обязанностью как исполнение Конституции, Основ, НОРМ, Правил, Постановлений и ГОСТов. На предприятиях должны быть инструкции для каждой профессии (бурильщика, его помощников и т.д.) и инструкции для выполнения работ любого вида, ведущихся предприятием (спуско-подъемные операции, цементирование скважин, ликвидация аварий и т. д.). Инструкции разрабатываются ведущими специалистами предприятия, утверждаются его руководителями и согласовываются с ФЗМК. Инструкции по профессиям выдаются под расписку каждому работающему.

 

 

14.1.1 Опасные и вредные производственные факторы

ГОСТом 12.0.002-74 системы стандартов безопасности труда введены основные термины и определения: опасный производственный фактор, вредный производственный фактор, несчастный случай на производстве, производственная травма, профессиональное заболевание и д. р.

Опасный производственный фактор – это фактор, воздействие которого на работающего приводит к травме.

Вредный производственный фактор – фактор, воздействие которого на работающего приводит к заболеванию.

Причины опасных и вредных производственных факторов классифицируются на технические, организационные и санитарно – гигиенические.

К техническим причинам относятся несовершенство или конструктивные недостатки оборудования, несовершенство технологического процесса, рабочего инструмента или средств безопасности.

К организационным причинам относятся неправильная организация рабочего места, его загроможденность посторонними предметами, недостаточная обученность работающих безопасному ведению технологических процессов,

нарушение инструкций и технологического режима, отсутствие руководства и надзора за проведением работ, применение опасных приемов труда, непригодного инструмента и т. д.

К санитарно – гигиеническим причинам относят загрязненность производственной среды ядовитыми веществами, шумы, вибрации, вредные излучения, ненормальные метеорологические условия, нерациональное освещение, антисанитарное состояние производственных и бытовых помещений. Ядовитые вещества, шум и вибрации, избыточное тепло или холод, ионизирующие излучения при длительном воздействии на работающих могут вызвать длительное (в тяжелых случаях – не проходящее) нарушение их здоровья, приводящее к профессиональному заболеванию.

Травмы классифицируются на легкие, тяжелые (устанавливаются медицинскими работниками в зависимости от характера повреждения и его последствий), групповые (когда в результате происшествия одновременно были травмированы два человека или более) и смертельные (летальные).