DРо= (0,4+0,3+0,3+0,9) ·105·10,8·104·0,030=1,85 МПа.
Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:
Rекр=2100+7,3· ( (q· (dс-dн) 2·tО) /10·h2) 0,58. (2.55)
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,230-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=10871.
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,367-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=29273.
В затрубном пространстве за ТБПВ по формуле (2.55):
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,127) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=14260.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,178) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=8004.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,146) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=11859.
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0, 195) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=6080.
Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:
Rеm= (4·q·Q) / (10·p· (dс+dв) ·h). (2.56)
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,230+0,147) ·0,027) =4055
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,367+0,147) ·0,027) =12230.
В затрубном пространстве за ТБПВ:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,127) ·0,027) =14024.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,178) ·0,027) =3684.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,146) ·0,027) =3991.
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0, 195) ·0,027) =3539.
В затрубном пространстве Rеm<Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:
Sкп= (p·tО· (dс-dн) 2+ (dс+dн)) / (4·h·Q). (2.57)
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
Sкп= (3,14·20· (0,23-0,147) 2+ (0,23+0,147)) / (4·0,027·0,03) =50,34.
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
Sкп= (3,14·20· (0,367-0,147) 2+ (0,367+0,147)) / (4·0,027·0,03) =482,2.
В затрубном пространстве за ТБПВ:
Sкп= (3,14·20· (0,237-0,127) 2+ (0,237+0,127)) / (4·0,027·0,03) =85,4.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
Sкп= (3,14·20· (0,237-0,178) 2+ (0,237+0,178)) / (4·0,027·0,03) =25,8.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
Sкп= (3,14·20· (0,237-0,146) 2+ (0,237+0,146)) / (4·0,027·0,03) =61,5.
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
Sкп= (3,14·20· (0,237-0, 195) 2+ (0,237+0, 195)) / (4·0,027·0,03) =14,8.
Определив значение Sкп, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента bкп: для ЛБТ на интервале 0-650 м - 0,66; для ЛБТ на интервале 650-2778 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для забойного двигателя - 0,45.
Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:
DРкп= (4·tО·l) / (bкп· (dс-dн)) МПа. (2.58)
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
DРкп= (4·20·650) / (0,66· (0,230-0,147)) =0,95.
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
DРкп= (4·20·2128) / (0,87· (0,367-0,147)) =0,89.
В затрубном пространстве за ТБПВ:
DРкп= (4·20·250) / (0,74· (0,237-0,127)) =0,25.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
DРкп= (4·20·62) / (0,58· (0,237-0,178)) =0,14.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
DРкп= (4·20·2128) / (0,7· (0,237-0,146)) =0,01.
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
DРкп= (4·20·2128) / (0,45· (0,237-0, 195)) =0,03.
Суммарные потери давления в затрубном пространстве составит:
åDРкп=0,95+0,89+0,25+0,14+0,01+0,03 =2,27 МПа.
Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:
DРзс=l/lm·0,1· ( (dc2-dн2) / (dc2-dн2) - 1) 2 ·q ·Vкп2 МПа, (2.59)
где
lm- средняя длина трубы;
Vкп - минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:
Vкп= (4·Q) / (p · (dc2-dн2)) м/с. (2.60)
Vкп= (4·0,03) / (3,14 · (0,2372-0,1272)) =0,95 м/с.
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
DРзс=650/12·0,1· ( (0,2302-0,1472) / (0,2302-0,1722) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,005 МПа.
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
DРзс=2128/12·0,1· ( (0,3672-0,1472) / (0,3672-0,1722) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,001 МПа.
В затрубном пространстве за ТБПВ:
DРзс=650/12·0,1· ( (0,2372-0,1272) / (0,2372-0,1702) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,004 МПа.
Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составит:
åDРзс=0,005+0,001+0,004 =0,01 МПа.
Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:
DРзд= (DРтн·q·Q2) / (qС·Qтн2) МПа. (2.61)
DРзд= (4,7·1,08·104 ·0,032) / (1·104 ·0,032) =5,08 МПа.
Определяется вспомогательный параметр j:
j= Q/ (p/4· Vмех ·dc2+Q). (2.62)
j= 0,03/ (3,14/4· 0,005 ·0,2372+0,03) =0,993.
Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:
DР= (1 - j) · (qШ - q) ·g·L МПа (2.63)
DРг= (1 - 0,95) · (2,4·104 - 1,08·104) ·9,81·2830=1,8 МПа.
Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:
DР-DРд=2,92+1,85+2,27+0,01+5,08=12,13.
Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:
DРр=b·Рн - (DР-DРд) МПа. (2.64)
DРр =0,8·23,0 - 12,13=6,27 МПа.
Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:
Vд= m· (0,2· DРр/q) 0, 5 м/с, (6.65)
где m - коэффициент расхода (m=0,95 [8]).
Vд= 0,95· (0,2· 6,67·106/1,08·104) 0, 5 =105 м/с.
Так как Vд>80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=12 МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот. Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:
DРд= (q·Vд2) / (20·m2) МПа. (2.66)
DРд= (1,08·104 ·802) / (20·0,952) =3,83 МПа.
Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.
Определяется по графику [8, Рис.6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.
Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:
Ф= (Q- Qу) / Vд м2. (2.67)
Ф= (0,030 - 0,0005) / 80=0,000368 м2.
Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.
Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.
Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.
Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.
При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:
Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 - 7% [3].
Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.
Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 - 6 см3/30минут.
Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.
Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.
Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.
Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта
| Удельныйвес, Н/м3 | Условнаявязкость, сек | Показательфильтрации,см3/30 мин | Содержаниепеска,% | СНС1/10,дПа | рН |
| 1,08×104 | 25 | 4 - 6 | 1 | 10/20 | 7-8 |
Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:
ускорить процесс разрушения горных пород на забое;