Головна
Безпека життєдіяльності та охорона праці || Хімічні науки || Бізнес і заробіток || Гірничо-геологічна галузь || Природничі науки || Зарубіжна література || Інформатика, обчислювальна техніка та управління || Мистецтво. Культура || Історія || Літературознавство. Фольклор || Міжнародні відносини та політичні дисципліни || Науки про Землю || Загальноосвітні дисципліни || Психологія || Релігієзнавство || Соціологія || Техніка || Філологія || Філософські науки || Екологія || Економіка || Юридичні дисципліни
ГоловнаНауки про ЗемлюТехнологія буріння та освоєння свердловин → 
« Попередня Наступна »
Чернухин Володимир Іванович. РОЗРОБКА ТЕХНОЛОГІЇ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН З РЕГУЛЬОВАНИМ ТИСКОМ НА ЗАБІЙ, 2005 - перейти до змісту підручника

Додаток А Приклад визначення реологічних параметрів циркулюючого бурового розчину

Визначення реологічних характеристик бурового розчину, описуваного бінгамовской моделлю рідини, при бурінні свердловини № 68 Середньо-Надимскій

при наступних вихідних даних:

глибина вибою Н, м 3356

глибина залягання пласта з мінімальним

тиском поглинання Н ", м 3300

тиск поглинання Рп, МПа 37,9

середньозважений радіус свердловини R <: KB, м 0,111

середньозважений зовнішній радіус бурильних труб R ^, м 0,064

середньозважений внутрішній радіус бурильних труб RBH.T, М 0,054

щільність бурового розчину р, кг / м 1120

насос У8-6М2А, втулки 0, мм 160

Послідовно змінюючи витрату розчину, створюють 5 режимів промивання сква-жіни і фіксують тиск нагнітання бурового розчину. Результати замірів вносять в таблицю АЛ, за якими будують графік залежності тиску нагнітання на насосах від витрати бурового розчину (малюнок АЛ).

1 - крива за фактичними замірами, 2 - аппроксимированная

Малюнок АЛ - Графік залежності тиску нагнітання на насосах

від витрати бурового розчину

Використовуючи метод вирівнювання, визначають функцію залежності тиску нагнітання насосів від витрати бурового розчину Рн = f (Q) за формулою виду

у = а-х2 + Ьх + з . Якщо вибрати на графіку заданої функції яку точку (х0,

у - у

у0), то вирівнюються х і Y =: Y = (b + ах 0) + ах.

Х-х0

Y, + Y2 = 2 (b + ax0) + a (x, + х2);

Y4 + Y5 = 2 (b + ax0) + a (x4 + x5), Тоді

a = (Y4 + Y5) - (Yt + Y2); (x4 + x5) - (x , + x2) '

b = 0,5 (Y, + Y2-a (x, + x2))-axc;

c = (Јy- (aЈx2 + bЈx)) / n ПРИ ° ^ c Складаємо таблицю A.2, вибравши Xo = Xi, y0 = yi Таблиця A.2

x = Q, m '/ c x2 = Ql, (м * / с / y = PH, МПа Y У-Уо x-x0 0,017 0,289 - Ю-3 2,8 0 0,019 0,361-Ю-3 3,2 200 0,021 0 , 44M0 "3 4,3 375 0,023 0,529-W3 4,5 283,3 0,025 0,625-10 ° 5,9 387,5 Xx = 0,105 ^ x2 = 2,245-JO '3 2> = W

Складаючи умовні рівняння Y = (b + АХ0) + ax по групах (перша - заме-ри 2 і З, друга - заміри 4 і 5), (200 +375) = 2 - (Ь + а-0, 017) + а.

(0,019 + 0,021); (283,3 +387,5) = 2 - (Ь + а-0, 017) + а-(0,023 + 0,025);

тоді

(283,3 + 387,5) - (200 + 375) _пту (0,023 + 0,025) - (0,019 + 0,021) "

b = 0,5 (200 + 375-11979,2 - (0,019 + 0,021)) -11979,2 - 0,017 = -155,73;

с = (20,7 - (11979,2 - 0,625 - 10_3 -155,73 - 0,105)) / 5 = 2,03

при цьому виконується умова 2,03 МПа <2,8 МПа.

У підсумку, шукана функція набуде вигляду: РІ = 11979,2-х-2 - 155,73-х + 2,03, (МПа).

При Q - 0 м3 / с тиск нагнітання Рн = Рон = 2,03 МПа. Визначають величину фіктивного динамічного напруження зсуву циркулі-рующего розчину за формулою (2.1.15)

= 2,03 -10 6 -0,108 (0,222 - 0,128) Т ° 3356 - (5,333 - (0,222 - 0,128) + 6-0,108) ~ '*'

^ 2,8-2,03 3,2-2,03 4, 3-2,03 4,5-2,03 5,9-2,03

+ --- + --- + --- + --- їх

і розраховують величину пластичної в'язкості циркулюючого розчину за формулою (2.1.19)

0,017

0,021

0,023

0,025

1

0,019

х

10

= 0,0564 Па - с

64-3356

3,14

0,1084 (0,222 - 0,128) 3 (0,222 +0,128)

Величина динамічного напруження зсуву розчину за відомою емпіричних ської формулою

т0 = 8,5-Ю-3? р - 7 = 8,5 -10 "3 -1120 - 7 = 2, 52 Па; Величина пластичної в'язкості циркулюючого розчину за відомою ем-піріческой формулою

Л = 0,033 - Ю-3 - р - 0,022 = 0,033 -10 "3 -1120 - 0,022 = 0,015 Па? с.

Визначення реологічних характеристик бурового розчину, описуваного статечної моделлю рідини, при бурінні свердловини № 742 Уренгойського ГКМ при наступних вихідних даних:

глибина вибою Н, м 3578

середньозважений радіус свердловини RcKB, м 0,111

середньозважений зовнішній радіус бурильних труб, м 0,064

середньозважений внутрішній радіус бурильних труб RBH.

T, м 0,053 щільність бурового розчину р, кг/м3 163 0

пластична в'язкість, визначена в лабораторних умовах ЛД Пас

бурова установка Уралмаш ЗД -76, насос У8-6М2А, втулки 0, мм

0,016 170

Створюють 2 режиму промивки свердловини, послідовно змінюючи витрату розч-ра, і фіксують тиск нагнітання бурового розчину в колону бурильних труб. Результати замірів наведені в таблиці А.З.

Таблиця А.З -. Результати замірів

№ п / п Витрата бурового розчину Q, м3 / с Тиск на стояку Р, "МПа 1 0,009 4,2 2 0,014 6,5 п =

Обчислюють величину показника поведінки рідини п за формулою (2.1.28) lg (6,5 / 4,2)

= 0,988.

lg (0,014 / 0,009)

Обчислюють величину індексу консистенції розчину А * за формулою ( 2.1.32) і коефіцієнта А за формулою (2.1.30)

2

20,988 +1 N

2 - 0,053

2 ( 0,111 + 0,064) (3 - 0,988 +1) (0,111 - 0,064 "\ о, 98«

(2 - 0,988 + 1) - 0,053

-0,988

= 0,656;

К =

= 0,256

3-0,988 + 1

(^ 0,0090988 0,0140 '988

У =

2-3578 - (1 + 0,656) 2 Обчислюють швидкість зрушення бурового розчину у за формулою (Qi + Q2) (3n +1) (0,009 + 0,014) (3 - 0,988 +1)

27rR3BH, - п

= 98,7

2-3,14-0,0533 -0,988

Обчислюється середньозважена величина удаваній в'язкості промивоч-ної рідини за формулою (2.1.23):

TJ = 0,256 - (98J) 0'988 "1 = 0,242 Па - з

« Попередня Наступна »
= Перейти до змісту підручника =
Інформація, релевантна "Додаток А Приклад визначення реологічних параметрів циркулюючого бурового розчину"
  1. Додаток В \ кт промислових випробувань методу визначення реологічних характеристик бурового розчину за даними буріння
    визначення реологічних характеристик бу-рового розчину за даними буріння. Комісія у складі: Слівчука я.В - головного технолога Ф «Тюменбураз», Татьянина В.А. - заст. начальника УБ по геології Ф «Тюменбургаз», Кулігіна А.В. - зав. лаб. техно-логії ВПП з АВПД ВАТ «СевКавНІПІгаз». Склала цей акт про те, що проведені промислові випробування методу оп-ределения
  2. 2.3 Висновки.
    визначення середньо-зважених реологічних характеристик циркулюючого бурового розчину, описуваних реологическими моделями Бінгама і Оствальда, з урахуванням реальних термобаричних умов і геометричних особливостей (конструкція свердловини і бурильної колони) по всій глибині свердловини. 2.3.3 Розроблено спосіб визначення середньозважених динамічного на-пряжения зсуву та
  3. ВСТУП
    додатків. Робота викладена на 182 сторінках машинописного тексту і містить 10 малюнків і 6
  4. 2.2 Методика розрахунку забійного тиску в умовах надходження газу в циркулюючий буровий розчин.
    реологічних властивостей потоків газорідинних сумішей в кільцевому каналі з використанням віскозиметра з коаксіальними циліндрами (хороше наближення до умов течії в свердловині) показало, що найбільш наближений статечної закон для псевдопластичних рідин [46,48,52]: т = т) 'Гп> (34) де г - дотичне напруження, Па; у - швидкість зрушення, з " 1 / п; / 7 - коефіцієнт
  5. 1.2 Методи визначення забійного тиску в свердловині
    приклад утримує і транспортує здатності бурових розчинів, гідравлічні опираючись-ня, вибір режимів очищення і т.д., що становлять основу вітчизняної гідравліки буріння, традиційно базувалися на використанні бінгамовской моделі. В практиці буріння реалізація замірів реологічних характеристик віз-можна лише на серійному вітчизняному приладі ВСН-3. Згідно
  6. 1.4 Висновки
    визначення та контролю гідродинамічної складової за-бойного тиску. У зв'язку з цим метою гідравлічної програми буріння поса-на бути оптимізація не гідравліки долота, а гідравліки кільцевого простору свердловини за рахунок розробки способу визначення середньозважених значень реологічних параметрів бурових розчинів в реальному свердловині (з урахуванням фак-тичні даних буріння і
  7. 2.1 Спосіб визначення реологічних характеристик бурового розчину в буря свердловині
    додатку А. При визначенні за пропонованим способом середньозважених динамічно-го напруги зсуву та пластичної в'язкості розчину в процесі буріння з вченими-тому фактичних термобарических умов і геометричних особливостей по всій глибині свердловини підвищується точність обчислень втрат тиску на подолавши-ня гідравлічних опорів в кільцевому просторі свердловини
  8. ДОДАТОК Д про проведення дослідно-промислових випробувань технології буріння з регулюванням тиску в свердловині
    визначений градієнт пла-стів тиску рівний 0,014 МПа / м і прогноз на глибину 3275 м 0,0121 МПа / м. Буре-ня до глибини 3275 було продовжено з поступовим збільшенням щільності робочого бурового розчину до 1150 кг/м3. При забої 3217 м розкритий пласт БУБ опинився водо-насиченим. Після проведення тех. відстоїв і СПО відзначено стійке зниження в'яз-кістки, щільності бурового розчину з
  9. 2.2. Джерела випромінювання і дозиметрія
    розчині ініціювали у-випромінюванням радіонукліда б0Со на установці МРХ-у-100 [121]. Для розрахунку поглиненої дози використовували дані ферросульфатной дозиметричної системи [ 122]. Для приготування дозиметричного розчину використовували дистильовану воду та реактиви марки ХЧ. Стандартний дозиметричний розчин мав наступній склад:
  10. 3.2 Стендові випробування дросселирующего пристрої
    визначення відповідності дроселя вимогам конструкторської документації; - визначення працездатності дроселя при прокачуванні через нього бурового розчину; - встановлення придатності дроселя до експлуатації в промислових умовах. Для проведення попередніх випробувань був змонтований спеці-альний стенд, схема якого представлена ??на малюнку 6. Стенд включав в
  11. 2.3. Приготування вихідних розчинів Розчин фосфору в бензолі
    розчин відфільтровували і поміщали в темне місце до використання. Концентрацію фосфору в розчині визначали титриметрическим методом. Розчин фосфору в ДМСО Очищений білий фосфор переміщали в колбу з ДМСО, закривали і нагрівали при температурі 313 -323 К протягом 4 годин до отримання насиченого розчину. Концентрацію фосфору в розчині визначали титриметрическим методом. Розчин
  12. ДОДАТОК
    параметри можна змінювати} Const Cycle_From = l; {eg stubOO.lwav} Cycle_Max = 300; {eg stub900.wav} TakeE very XXX = 1; FileStarts = 200; {file begins with 200 nm, FileStarts varies 190-820} MinWave = 200; MaxWave = 400; {the reported wavelength are within [MinWave, Max Wave] range} {Нічого не міняйте нижче цього рядка} var is 1: array [1 .. 316] of real; is2: array [1 .. 316] of real; is3: array [1 .. 316]
  13. 4.3. Промислові комплексні випробування технології буріння з регу-ліруемих забійними тиском.
    програми тиску, що перевищує гідростатичний на величину СНС рідини. У нашому випадку це додатковий тиск становить 2,7 МПа. Останнє пояснює відсутність переливу зі свердловини при надлишковому пластовому тиску, а постійна величина депресії забезпечує постійний обсяг газу. Після закінчення буріння відповідно до плану робіт у зону продуктивного об'єкта
  14. 3.4. Спектральні дослідження розчинів білого фосфору в бензолі
    приклад, у разі утворення асоційованих форм фосфору в розчині з четверний координацією щодо фосфору. Зменшення магнітного екранування ядра атома фосфору під впливом сусідніх ядер фосфору л можна пояснити зрушенням тг-зв'язків у гібридної sp-структурі з-зв'язків, який виникає під впливом цього оточення і, відповідно, порушує електронну симетрію системи. 5 -
  15. 3.5. Вивчення радіаційно- хімічного процесу полімеризації елементного фосфору в органічних розчинниках у присутності іонних рідин 3.5.1. Діелектричні властивості вихідних розчинів
    додатку 2) Результати досліджень впливу полярності середовища на вид спектрів ЯМР! Н для бінарного розчину ДМСО / бензол представлені в таблиці 3.18. За представленими даними видно, що із збільшенням вмісту ДМСО в системі збільшується зсув сигналів протонів ДМСО і бензолу в бік більш слабкого поля на величину до 1 м.д. (60 Гц), що може бути наслідком утворення водневих