Обоснование плотности промывочной жидкости и обоснование расхода промывочной жидкости.
4.1.1 Обоснование плотности промывочной жидкости:
Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из двух условий:
1. Создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов;
2. Предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов;
где - значение коэффициента репрессии
- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности
4.1.1.1 Направление I 0-15:
г/см3;
4.1.1.2 Направление II 15-60:
г/см3;
4.1.1.3 Кондуктор 60-530:
г/см3;
4.1.1.4 Эксплуатационная колонна 530-2357:
г/см3;
Исходя из опыта бурения, а также от изученности местности принимаем следующие параметры промывочной жидкости :
Интервал, м | Параметры промывочной жидкости | |||
ρ пж, г/см3 | УВ, с | τ0, Па | η, мПа·с | |
0-15 10-30 30-70 70-320 | 1,08 1,08 1,08 1,14 | 18-20 18-20 18-20 35-65 | 7-18 | 12-25 |
4.1.2 Обоснование расхода промывочной жидкости:
При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;
Qэо=q·Sз;
Qвш=Vкп·Sкп;
qгзд=0,6 ;
Sз= ;
Vкп= ;
;
Dс=Dд·Ку;
где Ку – коэффициент уширения ствола скважины:
Ку = 1,03 – для твердых пород;
Ку = 1,1 – для мягких пород;
Ку = 1,06 – для пород средней твердости
4.1.2.1 Направление I 0-15:
Dс=490·1,06=519,4 мм;
Sз= м2;
Vкп= м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,21=0,126 м3/с;
Qвш=0,34·0,199=0,0677 м3/с;
4.1.2.2 Направление II 15-60:
Dс=393,7·1,06=417,3 мм;
Sз= м2;
Vкп= м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,137=0,0822 м3/с;
Qвш=0,417·0,124=0,0517 м3/с;
4.1.2.3 Кондуктор 60-530:
Dс=295,3·1,03=304,2 мм;
Sз= м2;
Vкп= м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,073=0,0438 м3/с;
Qвш=0,5722·0,0596=0,0342 м3/с;
4.1.2.4 Эксплуатационная колонна 530-2357:
Dс=215,9·1,03=222,4 мм;
Sз= м2;
Vкп= м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,039=0,0234 м3/с;
Qвш=0,7415·0,0262=0,01943 м3/с;
Интервал, м | Qэо, м3/с | Qвш, м3/с |
0-15 15-60 60-530 530-2357 | 0,126 0,0822 0,0438 0,0234 | 0,0677 0,0517 0,0342 0,01943 |
4.2.2.5 Для проводки скважины под направление для первого и второго интервала выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм, теоретическим расходом 42,9 л/с, давлением 11,3 МПа в количестве 2-х штук.
Определим фактическое значение подачи насоса:
Qн=n·m·Qнт;
Qн=2·1·0,0429=0,0858 м3/с;
Хоть полученный расход и не удовлетворяет необходимому, но на небольших глубинах обеспечится эффективная очистка забоя и вынос шлама.
4.2.2.6 Для проводки скважины под кондуктор выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 130 мм, теоретическим расходом 22,4 л/с, давлением 21,6 МПа в количестве 2-х штук.
Определим фактическое значение подачи насоса:
Qн=n·m·Qнт;
Qн=2·1·0,0224=0,0448 м3/с;
Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.
4.2.2.7 Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 140 мм, теоретическим расходом 26 л/с, давлением 18,6 МПа в количестве 1-ой штуки.
Определим фактическое значение подачи насоса:
Qн=n·m·Qнт;
Qн=1·1·0,026=0,026 м3/с;
Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.