Выбор гидравлической программы промывки скважины

Производится расчет гидравлической программы промывки для интервала бурения под эксплуатационную колонну. Для остальных интервалов бурения – расчеты идентичные. Определяются потери давления на гидравлические сопротивления при прокачке бурового раствора по циркуляционной системе.

Исходные данные для расчета приводятся в таблице 14, а в таблице 15 приводятся результаты расчета гидравлической программы промывки для интервала бурения под эксплуатационную колонну.

 

Таблица 14 – Исходные данные для расчета гидравлической программы промывки скважины

Н (по стволу), м	dд, м	K	Рпл, МПа	Ргд, МПа	ρп, кг/м3
	0,1905	1,14	32,3	57,2
Q, м3/с	Тип бурового насоса	Vм, м/с	ηп, Па٠с	τт, Па	ρпж, кг/м3
0,016	УНБ-600	0,007	0,009
КНБК
Элемент	dн, м	L, м	dв, м
УБТ 279-76Д	0,279		0,076
УБТ 229-90Д	0,229		0,090
УБТ 178-71Д	0,178		0,071
УБТ 165-71Д	0,165		0,071
ПК 127-9 Д	0,127		0,109

 

Таблица 15 – Результаты проектирования гидравлической программы промывки скважины

ρкр, кг/м3	φ	dc, м	Vкп, м/с	ΔРзд, МПа	ΔРо, МПа
	0,12	0,1905	0,3	5,6	0,45
ΔРг, МПа	ΔРр, МПа	Vд, м/с	Ф, м2	d, мм
0,59	7,15		0,0054
КНБК
Кольцевое пространство
Элемент	Reкр	Re кп	Sкп	ΔPкп	ΔPмк
УБТ 279-76Д			117,5	0,043	-
УБТ 229-90Д			165,4	0,041	-
УБТ 178-71Д			171,1	0,039	-
УБТ 165-71Д			190,1	0,034	-
ПК 127-9 Д			220,9	0,72	0,04
3ТСШ1-240			94,3	0,012	-
Внутри труб
Элемент	Reкр	Re кп	λ	ΔPт
УБТ 279-76Д			0,0289	0,032
УБТ 229-90Д			0,0289	0,024
УБТ 178-71Д			0,0289	0,021
УБТ 165-71Д			0,0289	0,012
ПК 127-9 Д			0,0289	0,72

Технические средства и режимы бурения при отборе керна

При строительстве проектируемой скважины требуется произвести отбор керна для исследовательских работ. Интервалы отбора керна, характеристики керноотборного оборудования и параметры режима бурения при отборе керна приведены в таблице 16.

 

Таблица 16 – Технические средства и режимы бурения при отборе керна

Интервал	Тип керноотборного снаряда	Параметры режима бурения
Осевая нагрузка, т	Частота вращения инструмента, об/мин	Расход бурового раствора, л/сек

 

 

Приложение М.5

Пример оформления раздела «Проектирование процессов заканчивания скважин»

Расчет обсадных колонн

Исходные данные к расчету представлены в таблице 1.

 

Таблица 1 – Исходные данные к расчету обсадных колонн

Параметр	Значение	Параметр	Значение
плотность продавочной жидкости ρпрод, кг/м3		плотность буферной жидкости ρбуф, кг/м3
плотность облегченного тампонажного раствора ρтробл, кг/м3		плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρтр н, кг/м3
плотность нефти ρн, кг/м3		глубина скважины, м
высота столба буферной жидкости h1, м		высота столба тампонажного раствора нормальной плотности h2, м
высота цементного стакана hст, м		динамический уровень скважины hд, м

 

Расчет наружных избыточных давлений

Случай: при цементировании в конце продавкитампонажного раствора и снятом на устье давлении

На рисунке 1 представлена схема расположения жидкостей в конце продавкитампонажного раствора при снятом устьевом давлении (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны.

Рисунок 1 – Схема расположения жидкостей в конце продавкитампонажного раствора при снятом устьевом давлении

В таблице 2 представлены результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавкитампонажного раствора и снятом на устье давлении.

 

Таблица 2 – Результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавкитампонажного раствора и снятом на устье давлении

Номер точки
Глубина расположения точки, м
Наружное избыточное давление, МПа		0,5		11,7

В связи с тем, что внутреннее давление в конце эксплуатации флюида (P_кэ =9 МПа) меньше давления при испытании обсадных колонн на герметичность путем снижения уровня жидкости(P_г = 14 МПа), наиболее опасным является случай в конце эксплуатации.