Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ" (стр. 6 из 16)
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.
2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
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.
Исходные данные для расчета:
· Турбобур 3ТСШ1-195;
· Q = 0,026 м3/с;
· r = 1100 кг/м3;
· Dд = 215,9 мм;
· Муд = 4*10-3 м;
· Dс = 0,130 м;
· D1 = 0,149 м;
· D2 = 0,124 м;
· Dв = 0,135 м.
В = 0,5*4790*9,81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.
Произведем расчет.
Определим параметры турбины n, М, DR:
Определим разгонный момент на валу турбобура:
где m = 0,12 – коэффициент трения в опорах турбобура;
Р – средней радиус трения;
Рг – гидравлическая нагрузка в турбобуре;
Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:
где Мт = 2*М, Мт – тормозной момент;
Определим удельный момент в пяте:
Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;
Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.
Таблица 2.11
| Gi, кН | 0 | 50 | 125 | 150 | 175 | 200 | 260 |
| ni, с-1 | 4,48 | 4,9 | 5,52 | 5,74 | 5,13 | 4,53 | 3,08 |
| Мi, Нм | 118,75 | 528,74 | 1143,74 | 1348,74 | 1553,74 | 1758,74 | 2250,74 |
| Ni, кВт | 3,34 | 16,275 | 39,69 | 48,63 | 50,11 | 50,047 | 43,514 |
На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.
Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1-195
в координатах M – G; N – G; n – G.
Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 ¸ 140 кН и 160 ¸ 250 кН.
Из практики известно, что при êРг - Giê< 104 Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 ¸ 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.
2.6.3 Составление проектного режима бурения
Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1; 2.6.1; 2.6.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.12.
Таблица 2.12
Сводная таблица режима бурения
| Интервал бурения, м | Диаметр долота, мм | Тип забойного двигателя | Расход, м3/с | Давление, Мпа | Нагрузка на долото, кН | Параметры промывочной жидкости | |||
| от | до | r, кг/м3 | УВ, с | ПФ, см3/ 30мин | |||||
| 0 | 550 | 295,9 | –– | 0,037 | 13 | 10-12 | 1120 | 35 | 6 |
| 550 | 1300 | 215,9 | 3ТСШ-195 | 0,026 | 15 | 17 | 1100 | 25 | 5¸6 |
2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.
Расчет эксплуатационной колонны:
Исходные данные для расчета:
На рис.2.3 приведена расчетная схема эксплуатационной колонны.
Dк =244,5 мм;
дк = 8,9 мм;
Нк = 550 мм;
Dэ = 168 мм;
Нэ = 1300 м;
h2 = 750 М;
с =1100 кг/м3;
с =1000 кг/м3;
Рисунок 2.3 Расчетная схема эксплуатационной колонны.
Цементный раствор от 550 до 1300 м. Облегченный цементный раствор от устья до 550 м. Подъем цемента осуществляется до устья скважины. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с = 1000 м/кг3.
Рассчитаем плотность облегченного цементного раствора:
где
– давление поглощения на глубине 550 м; 
где кп – коэффициент поглощения, кп = 1,5;
св – плотность воды, св =1000 кг/м3;
Н` – глубина поглощающего пласта, Н` = 550м;
Округлим плотность облегченного цементного раствора до 1500 кг/м3.
Рассчитаем плотность цементного раствора по формуле:
где
– давление поглощения на глубине 1300м; 
где Рпл – пластовое давление на глубине 1300 м, Рпл = 9,0 МПа;
Плотность цементного раствора равна 1820 кг/м3.
Рассчитаем для цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:
Для цементного раствора:
Примем фц.р. = 8,47 Па, зц.р. = 0,038 Па*с.
Рассчитаем для облегченного цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:
Примем фц.р. = 4,05 Па, зц.р. = 0,018 Па*с.
2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений
Определение внутренних давлений.
Максимальное значение рабочих внутренних давлений отмечается при испытании скважины на герметичность. Минимальные значения – в конечный период эксплуатации.
1) В период ввода скважины в эксплуатацию.
где
Рвz – внутренние давление на глубине Z;
где Ропр – давление опрессовки;