- •2. Техническая часть.
- •2.1. Обоснование точки заложения скважины
- •2.2. Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении.
- •2.3. Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений.
- •Расчетные значения коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения и относительной плотности
- •2.4. Обоснование, выбор и расчет профиля основного ствола скважины.
- •2.5. Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет
- •Требования к конструкции скважины.
- •Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины
- •Размеры колонн и диаметры долот необходимых для их бурения
- •2.6. Анализ физико-механических свойств горных пород
- •2.7. Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой
- •2.8. Выбор способа бурения
- •2.9. Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения (гост 20692 - 75).
- •2.10. Проектирование режима бурения.
- •2.10.1. Расчет осевой нагрузки на долото
- •Осевая нагрузка на долото по интервалам бурения
- •2.10.2. Обоснование расхода бурового раствора.
- •Исходные данные для расчета расхода промывочной жидкости по интервалам бурения и результаты их вычислений
- •2.10.3. Расчет частоты вращения долота
- •2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
- •Максимальные давления на выкиде бурового насоса по интервалам бурения
- •2.11. Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны
- •Выбор и расчет сбт.
- •Расчет бурильной колонны на прочность.
- •Компоновки низа бурильной колонны.
- •2.12. Выбор забойного двигателя по интервалам
2.10. Проектирование режима бурения.
2.10.1. Расчет осевой нагрузки на долото
Определение осевой нагрузки на долото производится из условия объемного разрушения пород : Gg = Рш * Fk,
где: Рш - средневзвешенная твердость пород по штампу, МПа; Fk - площадь контакта вооружения долота с забоем, м2. Fk = 0,4 Li * bz,
где: L - сумма длин зубцов долота при контакте его с забоем, м. bz - притупление зуба долота, м.
Расчет осевой нагрузки на долото ведется по интервалам условно одинаковой буримости. Интервал 0-800 м.
Gg= 283*106*0,4*0,161*10 3*6*10 = 109,4 кН
Исходные данные для расчетов и их результаты представлены в таблице 2.10.1.
Таблице 2.10.1.
Осевая нагрузка на долото по интервалам бурения
Интервал, м |
Рш Мпа*10-3 |
И, м |
bz, м |
Gg,кH |
0-800 |
283 |
0,161 |
6 |
109,4 |
800-1300 |
433 |
0,107 |
5 |
92,7 |
1300-1980 |
619 |
0,1004 |
4 |
103,0 |
1980-2730 |
570 |
0,131 |
4 |
119,5 |
2.10.2. Обоснование расхода бурового раствора.
Определяем технологически необходимый расход по формуле:
Qт.н = Pmax-Pn /3 [gi (ai+bili+gj (bjlj)]
где - gi gj плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента в заколонном пространстве, кг/м3;
- ai коэффициент гидросопротивлений не зависящий от глубины (L) скважины, от длины секции бурильной колонны, м-4;
-li,lj длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;
-bi,bj коэффициенты гидросопротивлений, зависящие от глубины скважины (L), м-5.
Рп =Ргд +Роч +Рг
где Ргд - перепад давления в долоте, МПа (кН/м2);
Роч - давление на очистку забоя, МПа;
Рг - гидроимпульсное давление, МПа;
Рп - потери давления, МПа .
Ргд = (G-GBp+Gn)/FP - (Ртп + Рк),
где G - осевая нагрузка на долото, кН;
GBp - вес вращающихся деталей забойного двигателя, кН;
Gn - осевая нагрузка на подпятник осевой опоры турбобура, кН;
FP - площадь вращающихся деталей турбобура, м2;
Ртп - суммарный перепад давления в турбобуре, кН/м2.
Р r=gж *- Сж * hз2 * W з2/2 Vп
где gж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;
Сж - скорость звука в промывочной жидкости внутри бурильной колонны, м/с, Сж=130 м/с;
W3 - угловая частота продольных вибраций долота, 1/с;
Vп - скорость потока промывочной жидкости в бурильной колонне;
Hз - амплитуда продольных вибраций долота, м.
h3 = r(l - Cos(z/2п)) Sin В,
где г - радиус шарошки по периферийному венцу П, м;
z - количество зубцов долота на венце П;
В - угол между осью долота и осью шарошки, град.
Ws = 2nf3,
где f3 - частота продольных вибраций долота, Гц;
f3 = 1/Т,
где Т - период зубцовых вибраций, 1/с.
Т = В (tz + 6)/wR,
где В=1,1 - коэффициент, учитывающий при отрыве долота от забоя, зависимый от частоты вращения долота;
tz - шаг зубьев по периферийному венцу шарошки долота; w - частота вращения долота, 1/с ; R - радиус долота, м;
б - ширина площадки притупления зуба, м.
Vn= 4Q/n(Dc-dH)2,
где Q - расход промывочной жидкости, м3/с;
Dc - диаметр скважины, м;
dH - диаметр бурильной колонны, м;
Роч = Nоч/Q min,
Где Nоч - мощность, затраченная на очистку, Вт.
Noh = 0,785 Dc2g*(pn - pm) * Vm * Н,
где рп - плотность горной породы, кг/м3;
Vм - механическая скорость бурения, м/с; Н - длина интервала, м.
Gвр = 30 / Gзд,
где Gзд - вес забойного двигателя, кН.
FP = П dT2/4,
где dr - диаметр турбинок турбобура, м.
Для нахождения а; найдем коэффициенты, учитывающие сопротивление в манифольде (амо), для бурового шлама (аш), в вертлюге (ав), ведущей трубе (авт) и долоте (ад), но из-за малого значения последнего им можно пренебречь.
а; = 0,04 + 0,052 + 0,044 + 0,4*10"4 = 0,176 м
Определяем коэффициент bi,bj
Для ТБПВ bi =2,78 * 10"4 М , bj =0,6 * 10"4 М
Для ЛБТ bi = 3,6 * 10"4 М , bj =0,4 * 10"4М
Для турбобуров bj = 5 * 10"5 М
Ввиду малых значений коэффициентов сопротивлений для УБТ, ими можно пренебречь.
Расчет для интервала 0-800 м.
R= 0,1476м, r = 0,071м
Q= 55 л/с = 0,055 м3/с
f3 = 42*0,1476 / 1,1 * (0,019 + 0,003)= 256,2Гц
W = 2 * 3,14 * 256,2* 10"1 = 1608,7 с в = 57° 30'
Нз = 0,071 (1 - Cos6) Sin 57 30' - 4,53 * 10"4 м
Vn = 4 * 0,055 /3,14(0,324-0,127)2 = 1,81м/с Gbp = 0,30 * 20,2 = 6,06 кН Gn=+(20-30) кН
Fp= 3,14*0,152/4= 0,018 m2
Рг = 1160 * 1300 * (4,53 * 10"4)2 * 1608,772*1,81 =22122,7 Па или, = 0,2 МПа
Для предварительно выбранного
Ртп = 4,5 МПа
Ргд = 1/0,018 (109,4 - 6,06 + 20) * 103 - (4,5 + 0,2) * 106 = 2,2 МПа
Nоч = 0,785*0,3242*9,81* (2600 - 1160) * 0,018 * 800 = 16763 Вт
Роч = 16763/0.057= 294089 Па = 0,29 МПа
Рп = 2,2 + 0,29 + 0,2 = 2,69 МПа
Qth = (9,46 - 2,69) * 106 /3*[1160(0,176 + 2,76 * 10 -4 *823) + 1270 * 0,6 * 104 *
*883] = 0,061 м3/с
Исходные данные и результаты вычислений сведем в табл.2.10.2
Таблица 2.10.2