Технология строительства скважины (стр. 7 из 10)

Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26,9	34,33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	436	0,24	0,19	0,31
СБТ	504	0,64	0,51	0,84
УБТ	72	0,37	0,27	0,46
3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
Долото	-	2,1	1,69	2,75
SDРтр	-	7,65	6,15	10,0
В кольцевом пространстве
ЛБТII	436	0,14	0,11	0,18
СБТII	254	0,042	0,04	0,048
СБТI	250	0,068	0,05	0,089
УБТ	72	0,17	0,14	0,22
3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
SDРкп	-	0,76	0,61	0,99
SDР	-	8,41	6,76	11,0

Таблица 2.13 - Характеристика скважины

Q, л/сL, м	26,9	30	34,33
1000	3,03	3,77	4,92
2000	3,85	4,78	6,19
3180	4,79	5,99	7,84

Таблица 2.14 - Характеристика турбобура

Q, л/сL, м	26,9	30	34,33
3180	3,73	4,64	6,08

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_с²+DP_д×Д_в²)+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 турбобуре

N_i=M_д×n_i×2π(2.40)

Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Результаты расчетов

G, кН	0	50	100	110,6	150	200
ni, об/с	10,3	10,0	9,72	9,66	8,08	6,07
Мд, Нм	118,7	418,7	718,7	782,3	1018,7	1318,7
Ni, кВт	7,68	26,35	43,87	47,46	51,69	50,27

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

Интервал бурения, м		Диаметр долота, мм	Тип забой-ного двига-теля	Расход, м3/с	Давление, Мпа	Нагрузка на долото, кН	Параметры промывочной жидкости
от	до						r, кг/м3	УВ, с	ПФ, см3/ 30мин
0	690	295,9	ТСШ-240	0,056	11	10-12	1180	25	6¸8
690	3180	215,9	3ТСШ-195	0,030	13	17	1100	25	5¸6

Из графика видно, что турбобур останавливается при n_i < 0,4 n_p, а при | Р_г-G_i | < 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

№п/п	Назва-ние колон-ны	Элементы технологической оснастки колонны						Суммарная на колонну
		наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ и т.п. на изготовление	масса элемента, кг	интервал установки		количество элементов на интервале, шт.	количество, шт	масса, кг
					от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Кондук-тор	Башмак БКМ-245Обратный клапанЦКОДМ-245ЦентраторЦЦ-4-245Пробка ПП-219´245	ОСТ 39-011-87ТУ 39-1443-89ТУ 39-1442-89ТУ 39-1086-85	60571713	665	697687685685	1131	1131	60575113
2	Эксплуатоцион-ная	Башмак БКМ-168Обратный клапанЦКОДМ-168ЦентраторЦЦ-168	ОСТ 39-011-87ТУ 39-1219-87ТУ 39-1220-88	282511	3099697667	3180317031593094687	117483	1158	2825638
Пакер ПГМД1-168Комплект разделительных пробок с фиксатором КРПФ 168´178	НПО «Буровая техника» НПО «Бурение»	10014	3141	31473170	11	11	10014

Примечание:

1. Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане работ на крепление по результатам окончательного каротажа.

2. Допускается применение импортных заколонных проходных гидравлических пакеров.

2.7.3 Расчет и построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

Определение наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=400 м:

z=2750 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2750 м:

где r_ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня.

Определение внутренних давлений

В период ввода скважины в эксплуатацию:

z=0:

z=2750 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента «стоп»):

z=0:

z=2750 м:

При окончании эксплуатации:

z=0:

z=1750 м:

z=2750 м:

Определение наружных избыточных давлений

Z=0:

;

Z=1750 м:

;

Z=2750 м:

.