2.4.4 Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
Максимальная величина давления на выкиде буровых насосов является одним из главных параметров, который определяет работу гидравлического забойного двигателя и оказывает существенное влияние на темп углубления скважины.
Расчет производится по методике (9)
(40)
где: Рmax - максимальная величина давления на выкиде буровых насосов, мПа;
G –осевая нагрузка на долото, ;
GВР – вес вращающихся элементов забойного двигателя, Н;
Fр – площадь поперечного сечения турбинок;
РТ - перепад давления в турбобуре, мПа;
GП - осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется в зависимости от твердости пород, GП =+30кН:
(41)
где: dc р – средний диаметр турбинок, Н;
(42)
где: G3 – вес забойного двигателя, Н; b – 0,85 – архимедова сила.
интервал 0-715м: 
интервал 715-1830м: 
интервал 1830-2560м:
2.5 Обоснование. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны
Определяем длину УБТ требуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.
где с- скорость звука в материале труб;
Т- период продольных вибраций долота;
- расстояние от забоя до УБТ;
- расстояние от забоя до осевой опоры ГЗД.
Для создания осевой нагрузки применяем УБТС-2. В интервале 0-715 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем 12м, а в интервале 715-1830м и 1830-2560м длину УБТС –2 178х49 принимаем 12м 1.
Длину секции ПК 127х9 определяем по формуле:
(43)
где: lПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;
G – осевая нагрузка на долото, Н;
GУБТ - вес УБТ; GУБТ - =1530 нм-178 мм;
GУБТ =2105 нм – 203мм:
G3 – вес забойного двигателя, Н;
gПК – вес труб ПК 127х9; gПК =305 нм
b – коэффициент учитывающий архимедову силу
(44)
где: 
- плотность материала труб, 
ПК
=7850кгм3
Длину секции ЛБТ 147х11 Д16Т находим по формуле 10.
(45)
где: lЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;
lк – длина бурильной колонны. м;
lУБТ – длина труб УБТ, м;
l3 – длина забойного двигателя, м;
l3 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры забойного двигателя, м;
Производим расчет по формулам (2.43-2.45):
интервал 0-715 м:
Длину секций труб ПК принимаем равным lПК =144м или 6 секций.
интервал 715- 1830 м:
Максимально необходимую длину секций труб ТБПВ принимаем равным lПК =96 м или 4 свечи.
интервал 1830-2560 м:
Для бурения интервала на эксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным lПК =600м или 26 секций.
При расчете длин секций ЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.
Интервал 0-715 м:
Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ =456м или 19 свечей.
Интервал 715-1830 м:
Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ =1000м или 40 свечей.
Интервал 1830-2560 м:
по стволу скважин:
Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ =2000м или 80 свечей.
Расчёт колонны на прочность проводим для турбинного бурения по методике
/5/. Определяем растягивающие напряжения 
в верхнем сечении колонны
при наиболее тяжелых условиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большей скоростью при циркулирующей жидкости по формуле:
, (46)
где 
=1,3-коэффициент динамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.
- площадь поперечного сечения типа ЛБТ.
- площадь поперечного канала труб /6/.
- силы трения колонны о стенки скважины /5/.
После расчёта необходимо проверить выполняется ли следующее условие:
(47)
где 
=274 МПа.-предел текучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.
=1,3- коэффициент запаса прочности /6/.
Если приведённое условие не выполняется , то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчёт колонны на прочность.
Расчеты приведены в таблице 23.
Таблица 23 - Прочность бурильной колонны
| Fтл , м2 |  |
 |
 |
 |
 |
 |
| 0,0047 | 0,01227 | 0,86 | 0,85 | 108 | 274 | 182,7 |
Таким образом, исходя из расчётов можно сделать вывод, что бурильная колонна которую мы подобрали, устраивает нас и по компоновке, и по растягивающему напряжению в данных геологических условиях.
2.6 Выбор забойных двигателей по интервалам
Используя данные о величинах статической части осевой нагрузки и об удельном моменте на долото рассчитывается вращательный момент на долоте и находится необходимая величина оптимального вращательного момента на валу турбобура по формулам :
(46)
где: МВ - вращающий момент на валу турбобура Нм;
МУ - удельный момент на долоте, НмкН;
(47)
где: 
- коэффициент трения вооружения долота о горную породу (0,4- для мягких пород; 0,1- для твердых пород);
Rм – мгновенный радиус вращения долота,м
(48)
Gе – ститическая составляющая осевой нагрузки, кН;
(49)
М0 – момент на трение долота о стенки скважины, Нм;
(50)
МП – момент на сопротивление в пяте турбобура Нм
(51)
где: GП – осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется от твердости горных пород;
GП = (+30-(-30)), кН;
μн –коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура; μ=0,1;
τП – средний радиус трения в пяте, н.
(52)
где: τн , τв – соответственно наружный и внутренний радиус пяты,м.
Интервал 0-715 м:
Интервал 715-1630 м:
Интервал 1830-2560м:
Определяется необходимый момент, который возникает при работе долота по формуле:
(53)
где, Мд – вращающий момент при работе долота, Нм
Интервал 0-715 м:
Интервал 715 - 1830 м:
Интервал 1830 - 2560 м:
После расчетов Мд
и nτ
считается, что Мв
= Моп
(Мв
= Мд
+дМ или Мв
= Мд
), а nτ
= nоп
(здесь: 
Моп
и полвращающий момент и частота вращения валатурбобура при его максимальной мощности).
По расчетным значениям Qтн , Мв и nτ осуществляется первичный выбор забойного двигателя. По формулам пересчета уточняются полученные величины.
, Нм (54)
где: Моп сп , Qсп , ρсп – справочные величины.
(55)
где: nсп – справочная величина.
Интервал 0-600 м:
По результатам расчета приняты типы забойных двигателей таблица 24.
Таблица 24 - Технические характеристики выбранных двигателей
| Интервал, м | Шифр турбобура | Q, лс | Моп , Нм | nоп , обмин |
| 0-715 | Т12РТ-240 | 55,0 | 2400 | 720,0 |
| 715-1830 | ЗТСШ1-195 | 30,0 | 1480 | 396,0 |
| 1830-2560 | Д-1-195 | 30,0 | 3100 | 90,0 |
2.7 Расчет диаметра насадок долот
Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото.
(56)
где: ρд – перепад давления в долоте, МПа;
μ – коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в промывочном узле лдолота;
μ=0,95
Определяется диаметр насадок долот (9).
(57)
где: dн – диаметр насадок долота, м;
П =3,14;
Кн – число насадок долота , шт.
Интервал 0-716 м:
Расчет остальных интервалов аналогичен и результаты представлены в таблице 25.
Таблица 25 - Диаметр насадок долота по интервалам условно одинаковой буримости
| Интервал, м | Кн шт | Рд . МПа | ρ, кг м3 | dн , м |
| 50-715 | 3 | 4,2 | 1173 | 0,017 |
| 715-1830 | 2 | 4,0 | 1122 | 0,016 |
| 1830-2560 | 3 | 4,2 | 1188 | 0,013 |
2.8 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости
При выборе типа бурового раствора необходимо, чтобы соответствие составов бурововых растворов разбуриваемых пород было на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Буровой раствор следует выбирать в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия горных пород с промывочной жидкостью.
Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:
1. направление и кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;
2. эксплуатационная колонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.
В соответствии с требованиями 3 плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.
Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:
(58)
где: ρБР - плотность бурового раствора, кгм3 ;
К3 – коэфициент запаса 12, таблица 5.1;
ρпл – пластовое давление, Мпа;
Lк – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления,м.
(59)
где: РДИФ - допустимое дифференциальное давление в скважине, Мпа 11, таблица 5.1
Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.
Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) 11.
Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле:
(60)
Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:
(61)
Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.
Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная
Результаты использования методики 11 и расчетов представлены в таблице 26.
Таблица 26 - Рассчитанные параметры бурового раствора по интервалам условно одинаковой буримости
| Интервал, м | ρ,кгм3 | Т.с | YP,Па | PY,Пас | В1 , см3 зам | СНС V1 V10 | рН | К, мм | П.% | минерализация, гл |
| 0-50 | 1120-1170 | 55-85 | 2,50 | 0,01 | 8-10 | 10-1570-100 | 8-9 | 1-1,4 | 1,5-2 | 0,1 |
| 0-715 | 1120-1170 | 55-80 | 2,52 | 0,01 | 8-10 | 10-1570-100 | 8-9 | 1-1,5 | 1,5-2 | 0,2 |
| 715-1830 | 1130-1180 | 25-50 | 2,61 | 0,01 | 10 | 0-3 -0 | 7 | 0,5 | 1 | 2-3 |
| 1830-2560 | 1150-1200 | 28-30 | 2,78 | 0,01 | 6-4 | 0-10 -15 | 7 | 0,5 | 1 | 0,5-1 |
2.9 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам
Для поддержания структурных и реологических параметров в интервале условно одинаковой буримости необходимо производить химическую обработку промывочной жидкости. Типы химических реагентов и их действие на буровой раствор приведены в таблице 27.
Таблица 27 - Рецептура обработки бурового раствора
| Интервал, м | Наименование химреагентов и материалов | Цель применения реагента | Норма расхода, кгм3 | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| 0 | 50 | глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600 Гипан |
Приготовление глинистой суспензии для забуривания и спуска направления Регулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойств Снижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости |
9,000 0,170 0,400 |
| 0 | 715 | глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600 Гипан |
Приготовление глинистой суспензии для забуривания кондуктора Регулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойств Снижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости |
11,000 0,170 0,400 |
| 716 | 2560 | Сайпан Сайпан Дк-дрилл Глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А (ПБМА) |
Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважины Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважины Обеспечение флокуляцию выбуренной породы, повышение вязкости раствора. Приготовление глинистой суспензии |
0,083 0,250 0,050 8,700 |
Расчет потребного количества компонентов бурового раствора.
Количество промывочной жидкости, необходимой для бурения скважины под кондуктор 11
(2.62)
где: VБР - необходимый объем бурового раствора, м3 4
VПР – объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей, м3 ;
VБУР – объем бурового раствора, затрагиваемый непосредственно на углубление скважины, м3 ;
VБУР = nl(2.63)
где: n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3 н, учитывающая объем раствора, необходимый для заполнения скважины в процессе углубления и естественные потери раствора при бурении в зависимости от диаметра долота и комерческой скорости 11;
l – длина интервала бурения, м.
Потребность глинопорошка для бурения под кондуктор
(2.64)
где: nгл – норма расхода глинопорошка. кгм3 Ю принимаются для данного интервала из регламента.
Расход химреагентов для обработки раствора при бурении под кондуктор.
(2.65)
где nхр – норма расхода химреагента, кгм3 принимается для данного интервала из регламента.
Объем бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны:
(2.66)
где: Vк –объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной колонны , м3 ;
(2.67)
где: dВНК – внутренний диаметр обсадной колонны. м;
lк – глубина спуска колонны.м.
Результаты расчетов представлены в таблице 28.
Таблица 28 - Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления
| Интервал, м | Название (тип) бурового раствора и его компонентов | Нормы расхода бурового раствора м3/м в интервале | ||||||
| от верх | до низ | |||||||
| величина | ||||||||
| 0 | 50 | Глинистый раствор Глинопорошок КМЦ-600 Гипан |
0,22 11,000 0,200 0,640 |
|||||
| 50 | 715 | Глинистый раствор Глинопорошок КМЦ-600 Гипан |
0,22 20,000 0,170 0,400 |
|||||
| 715 | 2560 | Полимерглинистый раствор Сайпан Дк- дрим |
0,12 0,250 0,050 |
|||||
| Название компонентов | Потребность компонента, т | |||||||
| наименование колонн | суммарная на сква-жину | |||||||
| направление | кондук-тор | эксплуатацион-ная | ||||||
| Глинопорошок бентонитовый марки А (ПБМА) модифицированный | 0,4950 | 2,4800 | - | 2,975 | ||||
| КМЦ-600 | 0,0090 | 0,0211 | - | 0,0301 | ||||
| Гипан | 0,0288 | 0,0496 | - | 0,0784 | ||||
| Сайпан | - | 0,0103 | 0,0815 | 0,0918 | ||||
| Дк-дрилл | - | - | 0,0163 | 0,0163 | ||||
2.10 Выбор буровой установки
Выбор буровой установки определенного класса осуществляется в зависимости от глубины бурения и нагрузки на крюке от наиболее тяжелой колонны 18.
Нагрузка на крюке от веса бурильной колонны определяется из условия взаимодействия бурильной колонны со стенкой скважины и обсадкой колонны на характерных участках траектории:
(2.10)
где: Q – масса нижней части колонны (долото, турботур, УБТ) в жидкости, Н;
gc . gn . gн , gв – масса 1м трубы, соответственно на участках снижения, стабилизации увеличения угла и вертикальном, нм;
lc . ln – длина участков снижения и стабилизации, м;
hн – длина вертикальной проекции участка увеличения угла, м;
hв – длина вертикального участка, м;
(145).
(146)
(147)
(148)
(149)
(2.16)
(150)
(151)
(152)
где: αr – зенитный угол на конечной глубине, град.;
αс – средний угол на участке уменьшения, град;
αn – зенитный угол на участке стабилизации. град;
βс , βн – углы охвата на участках уменьшения и увеличения угла, град;
F – коэффициент сопротивления (для условий среднего Приобья F=0,30-0,35).
Делается расчет:
Вес обсадной эксплуатационной колонны 591 кН. По наибольшему весу колонны определяется максимальная нагрузка на крюк: р=к Qэ.к=1,5 671=1006,5 что, соответствует буровой установке Уралмаш – 3000 ЭУК. Техническая характеристика буровой установки представлена в таблице 29.
Таблица 29 - Техническая характеристика Уралмаш-3000 ЭУК
| Наименование | Значение |
| Допустимая нагрузка на крюке. кН | 2000,0 |
| Условная глубина бурения, м | 32000,0 |
| Предельная глубина бурения (при масс буровой колонны 120т), м | 4000,0 |
| Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидация аварий) , мс | 0,2+0,5 |
| Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без нагрузки), мс | 1,6 |
| Расчетная мощность развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт | 645,0 |
| Диаметр отверстия в стволе ротора, мм | 700,0 |
| Расчетная мощность привода ротора, кВТ | 370,0 |
| Мощность бурового насоса, кВт | 600,0 |
| Рабочее давление в манифольде, МПа | 25,0 |
| Высота освоения (отметка пола буровой), м | 7,2 |
| Диаметр талевого каната, мм | 28,0 |
| Наибольшая оснастка талевой системы | 5х6 |
| Номинальная длина свечи, м | 25,0 |
| Степень СПО, % | 50,0 |
| Полезный подъем резервуаров циркуляционной системы, м3 | 120,0 |
| Масса, кН | 660,0 |
2.11 Геолого-технический наряд
По данным раздела 1 и 2 составляется геолого-технический наряд на бурение проектной скважины.
Список использованных источников
1. Групповой рабочий проект № 270 – 4 на строительство эксплуатационных скважин на Тагринском нефтяном месторождении.
2. СН 459-74. Норма отвода земель на строительство нефтяных и газовых скважин. - М.: Стройиздат, 1974.-5 с.
3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М: НПО ОБТ, 2003.-104 с.
4. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин - М: Недра, 1979.-303 с.
5. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М: Недра, 1988. – 360 с.
6. РД 39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с.
7. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/М.Г. Абрамсон и др. - М: Недра 1984-207 с.
8. Абатуров В.Г., Грачев С.И., Молотков Ю.А.
29-04-2015, 00:57