Смекни!
smekni.com

Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири (стр. 7 из 27)

Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.

Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл.2.6).

Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл.2.5).

Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл.2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл.2.11

Таблица 2.9 Характеристики турбобуров

Характеристики А9ГТШ 3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м 0,240 0, 195
Дина в сборе, м 23,3 25,7
Расход бурового раствора, м3/сек 0,045 0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м 3060 2009
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин 246 384
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 5,5 3,9
КПД,% не менее 32 51
Наработка на отказ турбинной секции, ч 1200 1200
Масса, кг 6125 4790

Таблица 2.10 Характеристики турбинных отклонителей

Характеристики ТО-240К ТО-195К
Наружный диаметр корпуса, м 0,240 0, 195
Дина в сборе, м 10,2 9,8
Угол перекоса, град 1,5 1,5
Расход бурового раствора, м3/сек 0,045 0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м 1489 1252
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин 398 375
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 3,4 3,7
КПД,% не менее 32 48
Наработка на отказ турбинной секции, ч 400 400
Масса, кг 2700 2350

Таблица 2.11 Характеристика винтового забойного двигателя

Характеристики Д2 - 195
Наружный диаметр корпуса, м 0, 195
Дина в сборе, м 6,5
Расход бурового раствора, м3/сек 0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м 5200
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин 114
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 4,3
Наработка на отказ, ч 180
Полный назначенный ресурс, ч 600
Масса, кг 1100

При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:

Мзд>М, (2.45)

где Мзд - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;

М - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Н×м, определяемый по формуле:

М=500· Дд+ (Qоп+120· Дд) · G Н×м, (2.46)

где Qоп - опытный коэффициент (Qоп =1…2 Н×м/кН) [7] ;

G - осевая нагрузка на интервале бурения (см. табл.2.4), кН.

Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:

Мзд=2·Мтн· ( (q·Q2) / (qВ·Qтн2)) Н×м, (2.47)

где

Мтн -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;

q- удельный вес бурового раствора, Н/см3;

qВ - удельный вес воды, Н/см3;

Q- расход промывочной жидкости, м3/сек;

Qтн - номинальный расход промывочной жидкости, м3/сек.

При бурении под кондуктор по формуле (2.46):

М=500· 0,2953+ (2+120· 0,2953) · 60=2394 Н×м.

Для турбобура А9ГТШ по формуле (2.47):

Мзд=2·3060· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =12414>2394 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит. Для турбинного отклонителя ТО - 240К по формуле (2.47):

Мзд=2·1489· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =6041>2394 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2550 м по формуле (2.46):

М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 90=2620 Н×м.

Для турбобура 3ТСШ1-195 по формуле (2.47):

Мзд=2·2009· ( (1,1·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =4420>2620 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

Для турбинного отклонителя ТО - 195К по формуле (2.47):

Мзд=2·1252· ( (1,1·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =2754>2394 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м по формуле (2.46):

М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 180=5131 Н×м.

Для виинтового забойного двигателя Д2 - 195 по формуле (2.47):

Мзд=2·5200· ( (1,09·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =11336>5131 Н×м

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

Цель составления гидравлической программы бурения - определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.

Расчет производится по методике, предложенной в [8].

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины L, м 2830.

Удельный вес разбуриваемых пород qГП, Н/м3 2,4·104.

Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 1450.

Реологические свойства жидкости:

динамическое напряжение сдвига tО, Па 20.

пластическая вязкость h, Па·с 0,027.

Удельный вес бурового раствора qГП, Н/м3 1,08·104.

Тип бурового насоса УНБТ 950.

Число буровых насосов 1.

Наминальный расход насоса Qн, м3/сек 0,037.

Наминальное рабочее давление Рн, МПа 23.

Элементы бурильной колонны

УБТ - 178x90:

длина l1, м 62;

наружный диаметрdн1, м 0,178;

внутренний диаметр dв1, м 0,080.

УБT- 146x74:

длина l2, м 8;

наружный диаметр dн2, м 0,146;

внутренний диаметр dв2, м 0,074.

ТБПВ:

длина l3, м 250;

наружный диаметр dн3, м 0,127;

внутренний диаметр dв3, м 0,109;

наружный диаметр замкового соединения dз3, м 0,170.

ЛБТ:

длина l4, м 2778;

наружный диаметр dн4, м 0,147;

внутренний диаметр dв4, м 0,125;

наружный диаметр замкового соединения dз4, м 0,172.

Элементы наземной обвязки:

Условный диаметр стояка, м 0,168.

Диаметр проходного сечения, м:

бурового рукава 0,102;

вертлюга 0,100;

ведущей трубы 0,85.

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Вычисляются потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rекр=2100+7,3· ( (q·dв2·tО) /10·h2) 0,58. (2.48)

В ЛБТ:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1252·20) / 10·0,0272) 0,58=16204.

В ТБПВ:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1092·20) / 10·0,0272) 0,58=14132.

В УБТ-178:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0902·20) / 10·0,0272) 0,58=10504.

В УБТ-146:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0742·20) / 10·0,0272) 0,58=9778.

Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rеm= (4·q·Q) / (10·p·dв·h). (2.49)

В ЛБТ:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,125·0,027) =12230

В ТБПВ:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,109·0,027) =14024

В УБТ-178:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,090·0,027) =19108

В УБТ-146:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,074·0,027) =20657

В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm<Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm>Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха. Определяются потери давления. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ЛБТ и ТБПВ формуле:

Sт= (p·tО·dв3) / (4·h·Q). (2.50)

В ЛБТ:

Sт= (3,14·20·0,1253) / (4·0,027·0,030) =303.

В ТБПВ:

Sт= (3,14·20·0,1093) / (4·0,027·0,030) =230.

Определив значение Sт, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента b: для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82.

Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:

DРт= (4·tО·l) / (b·dв) МПа. (2.51)

В ЛБТ:

DРт= (4·20·2778) / (0,84·0,125) =2,117 МПа.

В ТБПВ:

DРт= (4·20·250) / (0,84·0,109) =0,224 МПа

Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления l для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

l=0,1· (1,46·К/dв+100/ Rеm), (2.52)

где К - коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10-4, м.

В УБТ-178:

l=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,090+100/19108) =0,0322.

В УБТ-146:

l=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,074+100/20657) =0,0326.

Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

DРт= (l·0,8·q·Q2·l) / (p2·dв5) МПа. (2.53)

В УБТ-178:

DРт= (0,0322·0,8·1,08·104·0,0302·62) / (3,142·0,0905) = 0,48 МПа.

В УБТ-146:

DРт= (0,0326·0,8·1,08·104·0,0302·8) / (3,142·0,0745) =0,093 МПа.

Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:

åDРт=0,093+0,48+2,117+0,224=2,92 МПа.

Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны [].

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

DРо= (аСРВК) ·q·Q МПа, (2.54)

где аС=0,4, аР=0,3, аВ=0,3, аК=0,9 - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см. табл.6.1 [8, стр.118]).