Технология строительства скважины

2.6.5.2. Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м

Таблица 2.11 - Потери давления в элементах бурильной колонны

2.6.5.3 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м

Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Таблица 2.13 - Характеристика скважины

Таблица 2.14 - Характеристика турбобура

По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м3/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.

2.6.6 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.

2.6.6.1 Определение необходимых данных для расчета

Параметры турбины n, M, DP определяются из выражений

где nc, Mc, DPc - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qc плотностью rc.

Из nc = 6,33 об/с, Мс = 1,5 кН×м, DPc = 3,9 МПа

Определяем параметры турбины

Определим коэффициент трения m

Для турбобуров с шаровой опорой m = 0,05¸0,08

Выбираем m = 0,065.

Рассчитываем средний радиус трения

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Рг = 0,785(DPт× Дс2+DPд×Дв2)+В, (2.36)

где Дс - средний диаметр турбин турбобура

Дв - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Дв = 0,135 м

Д1, Д2 - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д1 = 0,149 м, Д2 = 0,124 м.

DPт, DPд - перепад давления в турбобуре и долоте

В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5×Мт×g+Мм×g+Мц×g+Mг×g,

где Мм, Мт, Мг, Мц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g – ускорение силы тяжести

Рг = 0,785(4,3×106×0,1302+2,1×106×0,1352)+23950 =110,6кН

Из выбираем Муд = 6×10-3 м

Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,

М0 = 550Дд = 550×0,2159 = 118,7 Н×м

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

ni = n/М [ 2M-(M0+Mуд×Gi +mr / Gi-Pг /) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

Мд = Муд×Gi+550Дд (2.38)

- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре

Ni=Mд×ni×2π (2.40)

Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Результаты расчетов

2.6.7 Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.2; 2.7.1; 2.7.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.16.

Таблица 2.16 - Сводная таблица режима бурения

Из графика видно, что турбобур останавливается при ni < 0,4 np, а при | Рг-Gi | < 10 кН наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. На рис.2.3 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок (0¸100) ×103 Н и (120¸250) × 103 Н

2.7 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

2.7.1 Конструкция обсадных колонн

Цементный раствор от 2557 до 2750 м. Облегченный цементный раствор от 2557 до 450 м. Выше 450 м находится буровой раствор. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой ρ=1000 кг/м3.

2.7.2 Технологическая оснастка обсадных колонн

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка представлена в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Технологическая оснастка обсадных колонн

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7