Технология строительства скважины

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Исходные данные:

1) Скважина наклонно-направленная

2) Профиль четырёх интервальный

3) Глубина скважины по вертикали (Н_с ), м 2750

4) Глубина вертикального участка (Н_в ), м 200

5) R₁ = 700 м, R₂ =2225 м, L=3180 м

6) Диаметр турбобура (Д_т ),м 195

7) Вес турбобура (G_m ), Н 47900

8) Длина турбобура (ℓ₁ ), мм 25700

9) Диаметр долота (Д_д ), мм 215,9

10) Перепад давления в турбобуре (DР_т ), МПа 3,9

11) Плотность бурового раствора (r), кг/м³ 1150

2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Д_бт = 127 мм.

т.к. 0,71 < 0,75 ¸0,85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ Æ159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

(2.3)

Находим ℓ_кр = 45,8 м; Р_кр ^III =93088,7 Н

Определяем длину УБТ ℓ₀ ,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

ℓ_УБТ = 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

(2.6)

где q₀ – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀ = 262 н/м;

G_сбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

ℓ_ЛБТ = Н_скв - ℓ_УБТ - ℓ_СБТ = 3180 – 72 – 504 = 2604 м

принимаем ℓ_ЛБТ = 2616 м (109 свечей).

2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Т_в = Т_н ехр(Da×f)+ b×q×ℓ×exp(0.5Da×f)×(cos`a±fsin`a), (2.7)

где f – коэффициент сопротивления движению;

b - коэффициент учитывающий Архимедову силу;

a - средний зенитный угол;

“ - ” – участок набора зенитного угла.

f = 0,18 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны

Для примера приведём расчёт Т_в для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.

Т_В2-3 = 203,4×10³ ехр (0×0,18) +262×32,4×0,86×ехр (0,5×0×0,18)×(cos34+0,18×sin34) = 210,18 кН.

Далее проводится проверка условия s_сум £ [s ], (2.8)

Где

Исходные данные для расчёта

Р_н = 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2,1·10¹¹ Па

R₁ = 700

n = 1,45

s_т = 300 МПа

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчётов

_сум

Следовательно условие прочности выполняется.

2.5.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

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.

Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2) Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

· 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.

Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

Примечание:

1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.

2.6.2 Выбор расхода промывочной жидкости

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

(2.13)

где q = 0,65 м/с – удельный расход;

F_з – площадь забоя;

(2.14)

где D_д – диаметр долота.

D_д = 215,9 мм;

м² ;

м³ /с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

(2.15)

где U_oc – скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп – площадь кольцевого пространства, м² ;

(2.16)

где d_ш – средней диаметр крупных частиц шлама;

r_п – плотность породы, кг/м³ ;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м³ .

d_ш =0,0035+0,0037×D_д ; (2.17)

(2.18)

где D_тр – диаметр турбобура, м.

d_ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м/с;

м² ;

м³ /с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где М_уд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

М_с – момент турбобура при расходе Q_c жидкости r_с ;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

М_g = 1200 Нм; Q_c = 0,03 м³ /с; r_с = 1000 кг/м³ ; r = 1100 кг/м³ , М_с =1500 Н/м.

м³ /с.

Из трех расходов Q₁ , Q₂ , Q₃ выбираем максимальный расход: 0,03 м³ /с и далее в расчетах будем принимать этот расход.

2.6.3 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2) легкосплавных бурильных труб;

3) соединительных элементах (замках) ЛБТ;

4) стальных бурильных труб;

5) замков СБТ;

6) утяжеленных бурильных труб;

7) турбобура;

8) бурового долота (насадки);

9) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке

DР = а×Q² ×r_ж ; (2.19)

Потери давления в стояке

a = 3,35×10⁵ Па×с² /м³ ×кг; DР = 3,35×10⁵ ×0,03² ×1100 = 0,33 МПа

Потери давления в шланге

a = 1,2×10⁵ Па×с² /м³ ×кг; DР = 1,2×10⁵ ×0,03² ×1100 = 0,12 МПа

Потери давления в вертлюге

a = 0,9×10⁵ Па×с² /м³ ×кг; DР = 0,9×10⁵ ×0,03² ×1100 = 0,09 МПа

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,8×10⁵ Па×с² /м³ ×кг; DР = 1,8×10⁵ ×0,03² ×1100 = 0,18 МПа

Потери давления в манифольде

a = 13,2×10⁵ Па×с² /м³ ×кг; DР = 13,2×10⁵ ×0,03² ×1100 = 1,31 МПа

SDР_обв =0,33+0,12+0,09+0,18+1,31=2,03 МПа

2.6.3.2 Расчет потерь давления в ЛБТ

Внутренний диаметр Д_в = Д_н -2d = 0,147-2×0,009 = 0,129 м

Площадь проходного сечения S = p×Д_в ² /4= 3,14×(0,129)² /4= 0,013 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,03/0,013 = 2,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле

где t₀ - динамическое напряжение сдвига

t₀ =8,5×10^-3 r -7=8,5×10^-3 ×10^-3 ×1100 –7=2,35 Па

h- структурная вязкость

h= 0,033×10^-3 r-0,022= 0,033×10^-3 ×1100-0,022= 0,0143 Па×с

Т.к. Re^* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле

Потери давления в ЛБТ

2.6.3.3 Потери давления в замках ЛБТ

Потери давления определяются по формуле (2.19)

где L_тр - длина труб;

ℓ_т - длина одной трубы

d_н - внутренний диаметр замка

Тогда

DР = 0,29×10⁵ ×0,03² ×1100=0,028 МПа.

2.6.3.4 Расчет потерь давления в СБТ

Потери давления определяются по формуле (2.20)

Внутренний диаметр Д_в = Д_н - 2d = 0,127-2×0,009=0,109 м

Площадь проходного сечения S = p×Д_в ² /4= 3,14×0,109² /4= 0,0093 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S =0,03/0,0093 = 3,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.21)

Т.к. Re < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле (2.22)

Потери давления в СБТ

2.6.3.5 Расчёт потерь давления в замках СБТ

Расчёт проводится по формулам (2.19), (2.23) и (2.24).

DР = 0,048×10⁵ ×0,03² ×1100=0,0047 МПа.

2.6.3.6 Расчёт потерь давления в УБТ

Расчёт проводится по формулам (2.20) - (2.22).

S = p×Д_в ² /4= 3,14×0,08² /4= 0,005 м² ;

V = Q/S =0,03/0,005 = 6,0 м/с;

Т.к. Re^* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений

потери давления в УБТ

2.6.3.7 Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195

Для турбобура 3ТСШ1-195 имеем r_с =1000 кг/м³ , Q_с = 30 л/с, DР_с = 3,9 МПа.

По формуле подобия

(2.25)

имеем

2.6.3.8 Расчет перепада давления в долоте

где f, m_н - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

2.6.3.9 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ

а) Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТ_I )

Критическая скорость определяется по формуле

Т.к. V > V_кр , то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ_I рассчитываются по формуле

где Д_г - гидравлический диаметр,

Д_г = Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

б) Потери давления в КП между ЛБТ и кондуктором (ЛБТ_II ).

Т.к. V > V_кр = 1,16 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ_II рассчитываются по формуле (2.29)

Д_г = Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м

Тогда

2.6.3.10 Расчёт потерь давления в КП против СБТ

Т.к. V > V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г = 0,2159-0,127 = 0,0889 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

2.6.3.11 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г = 0,2159-0,178 = 0,0379 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

2.6.3.12 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

Т.к. V < V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г = 0,2159-0,195 = 0,0209 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

Для удобства все расчётные значения сводим в табл. 2.8

Таблица 2.8 - Расчеты результатов

2.6.4 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q³ 0,03 м³ /с при давлении Р ³ 12,7 МПа.

По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d_вт = 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 2.9 - Давления и подачи У8-6МА

2.6.5 Построение НТС – номограммы и определение режима работы насоса

НТС – номограмма – это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м³ /с при давлении Р ³ 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчет ведется для 3-х расходов Q₁ = 26,9 л/с; Q₂ = 30 л/с; Q₃ = 34,3 л/с и для трех глубин Н₁ = 3180 м; Н₂ = 2000 м; Н₃ = 1000 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:

- для турбулентного режима, (2.30)

- для ламинарного режима. (2.31)

2.6.5.1 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м

Таблица 2.10 - Потери давления в элементах бурильной колонны

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 n_c , M_c , DP_c - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q_c плотностью r_c .

Из n_c = 6,33 об/с, М_с = 1,5 кН×м, DP_c = 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

Р_г = 0,785(DP_т × Д_с ² +DP_д ×Д_в ² )+В, (2.36)

где Д_с - средний диаметр турбин турбобура

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

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

Д₁ = 0,149 м, Д₂ = 0,124 м.

DP_т , DP_д - перепад давления в турбобуре и долоте

В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5×М_т ×g+М_м ×g+М_ц ×g+M_г ×g,

где М_м , М_т , М_г , М_ц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g – ускорение силы тяжести

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

Из выбираем М_уд = 6×10^-3 м

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

М₀ = 550Д_д = 550×0,2159 = 118,7 Н×м

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

n_i = n/М [ 2M-(M₀ +M_уд ×G_i +mr / G_i -P_г /) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

М_д = М_уд ×G_i +550Д_д (2.38)

- Определяем вырабатываемую мощность в


29-04-2015, 00:57