Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"
Для разрушения горной породы
применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и
для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения
долоту используют турбобуры. Бурение под кондуктор ведется ротором.
Таблица 2.8
Компоновка бурильной колонны.
№№
|
Элементы КНБК
|
Типоразмер, шифр
|
Наружный диаметр, мм
|
Длина, м
|
Масса, кг
|
Примечание
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
1
|
Долото 259,3 мм
|
295,3
|
0,42
|
72
|
Бурение под кондуктор
|
2
|
Центратор
|
295,3
|
0,57
|
115,7
|
3
|
Колибратор
|
293,7
|
0,74
|
150
|
4
|
УБТ
|
203
|
10
|
2232
|
5
|
ТБПВ
|
127
|
|
|
1
|
Долото 215,9 мм
|
215,9
|
0,45
|
33
|
Бурение под эксплуатационную колонну
|
2
|
ГДК
|
178
|
0,4
|
65
|
3
|
3ТСШ1-195
|
195
|
25,7
|
4790
|
4
|
УБТ
|
178
|
132
|
870,5
|
5
|
ТБПВ
|
127
|
|
|
6
|
ЛБТ
|
147
|
|
|
2.6 Проектирование режима бурения
2.6.1 Разработка гидравлической
программы проводки скважины
Исходные данные:
1) Глубина
скважины по стволу – 1300м;
2) Тип долота
– III-215,9 Т-ЦВ;
3) Конструкция
низа бурильной колонны:
·
долото III-215,9 Т-ЦВ;
·
центратор Æ
215,9 мм;
·
калибратор Æ
212,7 мм;
·
турбобур 3ТСШ1-195;
·
УБТ Æ
178 мм – 10 м;
·
ТБПВ 127х9;
·
ЛБТ 147х9;
4) Параметры
промывочной жидкости:
·
r = 1100
кг/м3;
·
УВ = 25¸30
сек;
·
ПФ = 5¸6
см3/30мин.
а) Выбор расхода промывочной
жидкости:
– выбор расхода
промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной
очистки забоя:
где q
= 0,65 м/с – удельный расход;
Fз
– площадь забоя;
где Dc
– диаметр скважины;
где Dд
– диаметр долота.
Интервал 0 – 550 м:
Dд
= 259,3 мм;
Dс
= 0,2953*1,05 = 0,310 м;
м2;
м3/с.
Интервал 550 – 1300
м:
Dд
= 215,9 мм;
Dс
= 0,2159*1,05 = 0,227 м;
м2;
м3/с.
– выбор расхода,
исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:
где Uoc
– скорость оседания крупных частиц шлама;
Fкп
– площадь кольцевого пространства, м2;
где dш
– средней диаметр крупных частиц шлама;
rп – плотность
породы, кг/м3;
r - плотность промывочной
жидкости, кг/м3;
dш
=0,0035+0,0037*Dд;
где Dтр
– диаметр турбобура, м.
Интервал 0 – 550 м:
dш
=0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м;
0,37м/с;
м2;
м3/с.
Интервал 550 –1300 м:
dш
=0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;
0,39м/с;
м2;
м3/с.
– выбор расхода из
условия нормальной работы турбобура:
где Муд –
удельный момент на долоте;
G
– вес турбобура;
Мс –
момент турбобура при расходе Qc жидкости rс ;
r - плотность жидкости, при
которой будет использоваться турбобур.
к – коэффициент
учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,03;
Интервал 550 – 1300
м:
Параметры забойного двигателя
3ТСШ1-195:
G
= 4790 кг; Мс = 1,5 кН*м; Qc =
0,03 м3/с; rс
= 1000 кг/м3;
Муд = 6
Н*м/кН; r = 1100 кг/м3.
м3/с.
Из трех расходов Q1, Q2, Q3 выбираем максимальный расход: Q
= 0,048 м3/с в интервале 0 – 550 м; Q =
0,026 м3/с в интервале 550 – 1300 м; и далее в расчетах будем
принимать этот расход.
б) Определим перепады
давлений во всех элементах циркуляционной системы:
Потери давления в
ЛБТ:
Dлбт
= 147 мм; t = 9 мм; lлбт
= 428 м; r = 1100кг/м3;
- определим
динамическое напряжение сдвига - t0:
t0 = 8,5*10-3*r-7 = 8,5*10-3*1100-7
= 2,35 Па;
- определим
динамическую вязкость раствора - h;
h = (0,004¸0,005)* t0 = 0,005* 2,35 =
0,0118Па*с;
- определим скорость
течения потока – U;
где Q
= 0,026 м3/с – выбранный расход;
S
– площадь рассматриваемого сечения;
м2;
1,2 м/с;
- определим число
Ренольдса в ЛБТ (Re):
3159;
- определим
коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ (l):
0,027;
- потери давления в
ЛБТ (DR):
0,07 Мпа;
Результаты расчетов S, U, Re, l, DR сводим в таблицу 2.9.
Потери давления в
СБТ:
Dcбт
= 127 мм; t = 9 мм; lcбт
= 720 м; S = 9.3*10-3 м2; r = 1100кг/м3;
Динамическое
напряжение сдвига – t0
и динамическая вязкость раствора – h, остаются без изменения. t0 =2,35 мПа; h = 0,0118 Па*с.
- определение
скорости течения потока жидкости (U):
м/с;
- определим число
Рейнольдса в СБТ (Re):
;
- определим l в СБТ:
;
- потери давления в
СБТ (DR):
0,65МПа;
Потери давления в
турбобуре 3ТСШ1-195:
Потеря давления в
долоте
– Определим перепад
давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины,
где Dc = 0,227 м; Dн
= 0,195 м – наружный диаметр забойного двигателя; Lзд
= 26 м. Методика расчетов аналогична. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8.
Перепад давления в
кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично.
- Определим перепад
давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = Lк = 550 м; Dc = Dвнк
= 0,2267 м – внутренний диаметр кондуктора;
Остальные расчеты
аналогичны и сводятся в таблицу 2.9.
- Определим перепад
давления в замках ЛБТ по формуле:
где eр – коэффициент,
используемый при расчете;
где Dвн
= 0,129 м – внутренний диаметр ЛБТ 147х9;
dн
= 0,110 м – внутренний диаметр ниппеля;
lт
= 12 м – длина трубы ЛБТ;
Результаты заносим в
таблицу 2.9.
- Определим потери
давления в поверхностной обвязке буровой по формуле:
где а – коэффициент
потери давления;
Определим потери
давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде:
Суммарные потери в
поверхностной обвязке буровой:
Общие потери равны:
Таблица 2.9
Расчеты результатов
Элементы циркуляционной системы
|
L, м
|
d, мм
|
D, мм
|
S, м2
|
U, м/с
|
Re*
|
l
|
DR, МПа
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
Манифольд
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,1
|
Стояк
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,03
|
Грязевый шланг
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,02
|
Вертлюг
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,03
|
Квадрат
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,02
|
ЛБТ
|
428
|
129
|
147
|
0,013
|
1,2
|
3159
|
0,027
|
0,07
|
СБТ
|
720
|
109
|
127
|
0,009
|
2,7
|
6699
|
0,025
|
0,65
|
УБТ
|
132
|
90
|
178
|
0,006
|
4,7
|
18247
|
0,022
|
0,41
|
Турбобур
|
26
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
5,10
|
Долото
|
–
|
–
|
f = 2,87*10-4 м; mu = 0,94
|
6,06
|
к.п. турбобура
|
26
|
195
|
227
|
0,01
|
2,5
|
3653
|
0,026
|
0,1
|
к.п. УБТ
|
139
|
178
|
227
|
0,015
|
1,7
|
6303
|
0,025
|
0,03
|
к.п. СБТ необсажен.
|
585
|
127
|
227
|
0,027
|
0,9
|
1875
|
0,029
|
0,6
|
к.п. СБТ обсаженное
|
122
|
127
|
227
|
0,027
|
0,9
|
1875
|
0,029
|
0,1
|
к.п. ЛБТ
|
428
|
147
|
227
|
0,023
|
1,1
|
2773
|
0,028
|
0,05
|
DRкпзамки необсажен.
|
–
|
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,001
|
DRкпзамки обсажен.
|
–
|
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,0001
|
SDR
|
|
|
|
|
|
|
|
13,39
|
Выбираем насос,
исходя из суммарных потерь в циркуляционной системы. Выбираем из условия [P] > SDR, где [P] допускаемое
рабочее давление насоса; SDR = 13,39 Мпа;
По таблице 56 []
выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре
втулок dвт = 170 мм –У8-6МА.
Заключительной
стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.
Для этого занесем в
таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных
диаметрах втулки.
Теоретические подачи
и давления насоса берем из таблицы 56 [].
Фактическая подача
определяется по формуле:
где к – коэффициент,
учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);
Q
– теоретическая подача.
Таблица 2.10
Давления и подачи
У8-6МА
Диаметр втулки, мм
|
Допустимое давление, МПа
|
Теоретическая подача, м3/с
|
Фактическая подача, м3/с
|
160
|
16
|
0,0317
|
0,0269
|
170
|
13,9
|
0,0355
|
0,03018
|
180
|
12,2
|
0,0404
|
0,03434
|
Затем значения Qф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f(DR).
На значениях подачи
отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от
глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и
стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках,
кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.
По таблице 2.8
определяем эти потери:
Эти потери найдены при расходе
промывочной жидкости равном 0,026 м3/с.
Пересчитаем потери, зависящие
от глубины на другие значения расходов по формуле:
Остальные потери
давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.
Определяем потери
давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во
всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и
потерь зависящих от глубины.
Пересчитаем потери,
не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:
Для остальных
расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.
Рассчитаем также
характеристику 3ТСШ1-195 для различных расходов. Результаты нанесем на график
(рис. 2.1).
Рисунок 2.1 НТС – номограмма.
Рабочей выходной
характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и
мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для
определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая
работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10
|
|