Файл: Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 25.10.2023

Просмотров: 303

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Значения коэффициента сопротивления в отверстиях долота







Диаметр долота, мм
Значение коэффициента


120,6


92,65·10


139,7


56,75·10


161


37,62·10


190


31,52·10



     

      Таблица 36

     

Значения коэффициента сопротивления в бурильных трубах и замках типа ЗН






















Диаметр бурильных труб, мм


Толщина стенки


Значение коэффициента при подаче насоса, дм /с


 


 


5


6-10
11-15


16-20


21-25


73


7
11,44·10


11,35·10


11,33·10


-


-


 


9
24,33·10


24,26·10


24,24·10


-


-


 


11
52,02·10


51,93·10


51,90·10


-


-


89


7
5,02·10


4,92·10


4,90·10


4,83·10


-


 


8
5,94·10


5,91·10


5,89·10


5,88·10


-


 


11
6,35·10


6,31·10


6,29·10


6,28·10


-


114


7
-


2,53·10


2,49·10


2,47·10


2,42·10


 


8
-


3,18·10


3,14·10


3,10·10


3,08·10


 


9
-


4,02·10


3,98·10


3,93·10


3,91·10


 


10
-


5,19·10


5,16·10


5,11·10


5,09·10


 


11
-


6,70·10


6,68·10


6,63·10


6,61·10



Потери давления в затрубном пространстве можно определить по формуле

,                       (33)

где и - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления при течении бурового раствора в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами (табл.38) и между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами или забойным двигателем (табл.39).
При оценке составляющей КНБК она рассматривается в целом как местное гидравлическое сопротивление, так как длина КНБК много меньше длины бурильного инструмента. Потери давления в кольцевом пространстве и на элементах КНБК определяются по следующей формуле:

,                                               (34)

где - номинальные диаметры элемента и гладкой части трубы или тела элемента, м;

- коэффициент местного гидравлического сопротивления (табл.37);

- плотность бурового раствора, кг/м ;
- расход бурового раствора, м /с.

Таблица 37

     

Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений основных элементов КНБК







Элемент КНБК



Трехшарошечное долото


224-232

Калибратор типа К


91-98

Калибратор типа КС


196-212

Центратор ЦД


222-236

Центратор 6-лопастной


196-208


Потери давления в напорной линии

,                                                (35)

где - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления элементов обвязки насоса:

.                                        (36)

где - коэффициент сопротивления стояка диаметром 114 мм ( =0,00355);

- коэффициент сопротивления бурового шланга ( =0,00293);

- коэффициент сопротивления вертлюга ( =0,009);
- коэффициент сопротивления ведущей трубы.
- в местном гидравлическом сопротивлении турбулентный режим течения.

Таблица 38

     

Значения коэффициента сопротивления в затрубном пространстве между стенками скважины

и бурильными трубами






















Диаметр долота, мм


Диаметр бурильных труб, мм


Значение коэффициента при подаче насоса, дм /с


 


 


5


6-10
11-15


16-20


21-25


120,6
73


12,3·10


8,05·10


6,85·10


-


-


139,7
89


10,4·10


4,51·10


3,53·10


3,25·10


-


161
89


7,0·10


2,58·10


1,34·10


1,08·10


-


190
114


-


2,07·10


1,06·10


0,66·10


0,62·10



     

      Таблица 39

     

Значения коэффициента сопротивления в затрубном пространстве между стенками скважины

и утяжеленными бурильными трубами, забойным двигателем






















Диаметр долота, мм


Диаметр утяжеленных бурильных труб или забойного двигателя, мм


Значение коэффициента при подаче насоса, дм /с


 


 


5


6-10
11-15


16-20


21-25


120,6
95


46,8·10


42,41·10


38,32·10


-


-


139,7
108


18,83·10


12,82·10


11,4·10


10,61·10


-


161
108


9,63·10


3,71·10


2,34·10


2,21·10


-


190
146


-


5,82·10


2,77·10


2,52·10


2,37·10



11.5. Для выполнения практических расчетов при строительстве дополнительного ствола можно пользоваться результатами составленных таблиц с величинами потерь давления в отдельных элементах циркуляционной системы при прокачивании технической воды и бурового раствора плотностью 1140 кг/м (табл.40-59).

 

11.6. Вырезание "окна" в колонне может производиться на технической воде с обработкой 0,2% кальцинированной соды для удаления и нейтрализации цемента. Применение воды обеспечивает необходимое охлаждение инструмента при работе по металлу. При фрезеровании колонны для сбора металла и цемента, вынос которых затруднен, применяется металлошламоуловитель. После углубления ствола на 20-25 м может добавляться 0,3% КМЦ (в виде водного раствора) и скважина промывается до полной очистки ствола от породы, обломков цемента и металлической стружки.

11.7. Забуривание ствола и набор кривизны следует проводить на буровом растворе.

11.8. При бурении участков ствола с зенитным углом до 55° технологические параметры бурового раствора регламентируются режимом работы забойного двигателя. Основные требования на этих участках - предупреждение гидроразрыва пород и кольматация стенок скважины для предотвращения фильтрации бурового раствора.

11.9. При бурении участков ствола с большим зенитным углом особое внимание уделяется регулированию напряжения сдвига бурового раствора. Для скважины с диаметром до 139,7 мм эта величина может составлять 7-10 дПа, для 190 и 215,9 мм - 35-40 дПа. Для повышения эффективности бурения раствор рекомендуется обрабатывать смазочной добавкой для снижения липкости глинистой корки менее 0,1 и кольматирующей добавкой (например, Ken-Seal, лигнин) для предотвращения фильтрации раствора в пористые породы.

11.10. Особое внимание рекомендуется обращать на вязкость бурового раствора и поддерживать ее в пределах 12-14 МПа·с.

11.11. При недостаточном выносе выбуренной породы (что может быть обусловлено началом шламонакопления в стволе скважины) необходимо изменить режим промывки. Изменения вязкости "пачки" бурового раствора и увеличения скорости его движения позволяют обеспечить турбулизацию потока и увеличить его размывающую способность. Объем и скорость подачи воды в ствол скважины определяются в каждом конкретном случае с учетом обеспечения необходимого противодавления на пласт.

Смотрите также файлы