Файл: Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие.pdf

Объем воды в 1 м3 глинистого раствора

Ув = 1 — FrjI = 1 — 0,125 = 0,875 м3/м3.

Суточный расход воды

VB. с = FBFC. п. г = 0,875 • 800 = 700 м3/сут.

Прибавим сюда расход воды 50 м3 на хозяйственно-технические нужды завода и получим

VB. с= 750 м3/сут.

Трехсуточный расход воды

V = 3 • 750 = 2250 м3.

Следовательно, емкость резервуаров для воды должна быть не менее 2250 м3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ И ШИРИНЫ ЖЕЛОБОВ ДЛЯ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОЧИСТКИ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ

Задача 61. Определить длину L и ширину В желобной системы для следующих условий. Диаметр скважины D CKB = 273 мм; ско­ рость проходки иы = 10 м/ч; плотность глинистого раствора угл р =

V = -J Dtwv„ = 0,785 • 0,2732 • 10 = 0,59 м3/ч.

Определим длину желоба

г_ J L

кв ’

где К — коэффициент очистной способности желобов в м/ч, равный 0,018—0,03; В — ширина желоба, принимается равной 0,8 м. Тогда

0,59

L = 0,018 • 0,8 = 41 м.

Уклон желобов

т08

Тгл.р7?й’

где то — опытный коэффициент, равный 1,5—1,7; B h — гидравличе­ ский радиус, равный

Bh

B + 2h ’

98

причем h — высота потока глинистого раствора в желобе, равная

B v e g

где vo6 — объемная скорость раствора в желобе, равная

Vo6 =

причем а — коэффициент объемной скорости, равный 0,6; иг — по­ верхностная скорость потока, равная 0,25 м/с. Тогда

vo6 = 0,25*0,6 = 0,15 м/с;

Здесь 8 и 1,5 соответственно ширина желоба в дм и объемная скорость раствора в желобе в дм/с.

Величину h можно также определить исходя из времени напол­

За это время в желоб поступит из скважины раствора

Q' = Qt = 54 • 275 = 14 800 л = 14,8 м3.

Это количество раствора будет находиться в желобе на высоте

Разность высот желоба у скважины и приемной емкости насоса равна

H — iL = 0.00140 • 41 = 0,06 м.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА ТРУБОПРОВОДА, ДАВЛЕНИЯ НА ВЫКИДЕ НАСОСА И МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЯ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА (ВОДЫ, БЕНЗИНА, НЕФТИ)

Задача 62. Определить диаметр трубопровода, давление на выкиде насоса и мощность двигателя для привода насоса, подающего 1200 м3./сут глинистого раствора, удельный вес которого уГл р = = 1,25 гр/см3, динамическое напряжение сдвига то — 0,816 кгс/м2,

структурная вязкость г| = 2,10“3 кгс-с/м2. Раствор перекачивается в открытый резервуар при температуре 20 °С по трубопроводу дли­ ной L = 300 м. Известно также, что геодезическая отметка оси насоса Z x = 68 м, а отметка конца трубопровода Z 2 — 90 м.

Решение. Определим диаметр трубопровода по формуле

d = *

где Q — производительность насоса в м3/с-

^ = 8^50 = 0 >0139 м3/с==13’9 л/°;

v — средняя скорость течения жидкости по трубопроводу. Скорость течения жидкости выбирают с учетом физических

Согласно данным табл. 10, для глинистого раствора скорость те­ чения принимаем равной 2 м/с, тогда

d = [ / 43; f f =0,094 м = 9,4 см = 94 мм.

Согласно данным табл. 34 приложения, принимаем по ГОСТ 3262—62 трубы обыкновенные с наружным диаметром 101,3 мм (d = 93,3 мм).

Давление на выкиде насоса определяем по формуле

P = P i+ P a+ft>

где р х — потери давления за счет геометрической высоты перекачки раствора.

П р и м е ч а н и е . Если трубопровод проложен сверху вниз, т. е. Zx > Z 2, то в этом случае Z2—Zx способствует движению жидкости по трубопроводу ц величина р будет отрицательная.

100

Г л а в а VIII

БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В БУРЕНИИ

ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ

При превышении гидростатического давления в стволе скважины над пластовым во вскрытом при бурении пласте может произойти поглощение глинистого раствора. И, наоборот, при превышении пла­ стового давления над давлением столба промывочной жидкости нефть, вода, газ будут проникать из пласта в скважину, что может привести к выбросам.

Поглощение промывочной жидкости, сопровождающееся сниже­ нием гидростатического давления на стенки скважины и обнажением верхней части ствола, создает благоприятные условия для газонефтя­ ных и водяных выбросов, а также обвалов и осыпей вышележащих пород. Обвалы и осыпи приводят к затяжкам и прихватам бурильной колонны; выбросы газа, нефти и воды способствуют обвалам стенок скважины и т. д. Поэтому для предупреждения поглощений необхо­ димо при возможности уменьшать плотность глинистого раствора и увеличивать его вязкость.

Одним из основных требований, предъявляемых к промывочной жидкости при бурении с возможными газонефтяными проявлениями, является достаточная плотность глинистого раствора для предупре­ ждения выброса и фонтанирования.

Обвалы и осыпи пород при бурении являются одним из наиболее опасных нарушений процесса бурения глубоких скважин, нередко приводящих к авариям и затрате больших средств и времени на их ликвидацию. Подавляющая часть обвалов происходит при бурении глинистых пород.

Своевременное увеличение плотности промывочной жидкости и уменьшение водоотдачи до необходимых размеров являются одним из основных мероприятий по предупреждению обвалов.

Основным профилактическим средством предупреждения прихва­ тов в виде прилипания труб к глинистой корке является бурение с промывкой высококачественным коллоидным глинистым раство­ ром, образующим плотную, но тонкую и нелипкую глинистую корку.

102

Для предотвращения прихватов бурильных (и обсадных) труб из-за образования сальников, осаждения шлама и утяжелителя необходимо вести бурение на стабилизированном структурированном глинистом растворе, имеющем небольшую водоотдачу.Вязкость и ста­ тическое напряжение сдвига целесообразно поддерживать возможно минимальными.

Прихваты и посадки инструмента, вызванные сужением ствола скважины и не связанные со свойствами промывочной жидкости, легко предупреждаются своевременной проработкой призабойной зоны новым долотом. Сужение ствола, связанное с набуханием глин, зависит от качества промывочной жидкости. Предупредить такие прихваты можйо, улучшая качество глинистого раствора.

Для ликвидации прихвата необходимо в первую очередь расхажи­ вать колонну с проворачиванием. Если при этом не удается ликви­ дировать прихват, применяют более сложные методы ликвидации: установку водяных, кислотных или нефтяных ванн в зависимости от характера прихвата; взрыв торпеды против зоны прихвата и другие способы.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Задача 63. В скважине глубиной Н = 2500 м произошел при­ хват 146-мм бурильных труб, имеющих толщину стенки 6 = 9 мм. Вес колонны бурильных труб в подвешенном состоянии перед при­ хватом — 55 делений; вес подвешенной части талевой системы — 5 делений; собственный вес колонны бурильных труб — 50 делений по индикатору веса. Растягивание Р г производилось на 60 делений, растягивание Р 2 — на 70 делений; разность удлинений бурильной колонны равна ДI = 15 см (метод определения Р г, Р 2 и ДI подробно изложен ниже). Определить длину неприхваченной части бурильной колонны. Оснастка 4 X 5 .

Решение. Сначала определим цену одного деления (в кгс) по ука­ зывающему прибору индикатора веса с верньером (ГИВ-2). По сви­ детельству тарировки, на канате диаметром 28 мм усилие на один конец, согласно данным табл. 35 приложения, при 60 делениях соста­ вляет 6650 кгс, а при 70 делениях — 7850 кгс; поэтому цена одного деления равна

7850 —6650 = 120 кгс.

10

Длина неприхваченной части бурильной колонны определяется по формуле

103