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 nc, Mc, DPc - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qc плотностью rc.
Из nc = 6,33 об/с, Мс = 1,5 кН×м, DPc = 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
Рг = 0,785(DPт× Дс2+DPд×Дв2)+В, (2.36)
где Дс - средний диаметр турбин турбобура
Дв - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Дв = 0,135 м
Д1, Д2 - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,
Д1 = 0,149 м, Д2 = 0,124 м.
DPт, DPд - перепад давления в турбобуре и долоте
В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5×Мт×g+Мм×g+Мц×g+Mг×g,
где Мм, Мт, Мг, Мц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;
g – ускорение силы тяжести
Рг = 0,785(4,3×106×0,1302+2,1×106×0,1352)+23950 =110,6кН
Из выбираем Муд = 6×10-3 м
Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,
М0 = 550Дд = 550×0,2159 = 118,7 Н×м
Основные расчетные уравнения
- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)
ni = n/М [ 2M-(M0+Mуд×Gi +mr / Gi-Pг /) ] (2.37)
- Определяем момент на долоте
Мд = Муд×Gi+550Дд (2.38)
- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре
Ni=Mд×ni×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 |
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 ni < 0,4 np, а при | Рг-Gi | < 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
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 rПОР - 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:
.