Інтервал, м | Типорозмір труб | Група міцності матеріалу | Товщина стінки, мм | Довжина секції, м | Інтервал встановлення секції, м | Сумарна вага колони

від

(верх) | до

(низ)

0

300

2100 | 300

2100

3850 |

ОБТС1-273

ОБТС1-229

ОБТ-203

ТБВК-140

ТБВК-140

ОБТС1-254

ОБТС1-229

ОБТ-203

ТБВК-140

ТБВК-140

ТБВК-140

ОБТС1-229

ОБТС1-203

ТБВК-140

АНІ-127

ТБВК-140 | 38хН3МФА

38хН3МФА

36Г2С

Д

К

38хН3МФА

36Г2С

36Г2С

Д

К

Л

38хН3МФА

36Г2С

Д

G-105

Л | 73

64,5

51,5

11

10

63,5

64,5

51,5

11

10

10

64,5

51,5

11

9,19

10 | 5

15

30

240

10

10

15

120

200

1100

655

10

165

200

2200

1275 | 300-295

295-280

280-250

250-10

10-0

2100-2090

2090-2075

2075-1955

1955-1755

1755-655

655-0

3850-3840

3830-3675

3675-3475

3475-1275

1275-0 |

221,5

1026,1

1591,9

2.5 Режим буріння

Показники роботи долота в заданому інтервалі геологічного розрізу свердловини визначаються багатьма факторами: способом буріння, профілем свердловини, жорсткістю низу бурильної труби колони і її конструкцією, параметрами та властивостями бурового розчину, і інші. Проте, за час одного рейсу даного долота ми можемо регулювати тільки такими параметрами, як: осьове навантаження на долото, частота обертання долота, витрата бурового розчину і частково його властивості і параметри.

Розрахунок параметрів режиму буріння проведемо для інтервалу 3850-4600 м

Вихідні дані:

свердловина – вертикальна;

проектна глибина, м 4600 м;

спосіб буріння – роторний;

потужність приводу ротора, кВт 368;

тип насосу У8-6МА2;

долото типу ІІІ 215,9СЗ-ГВ;

- густина бурового розчину, кг/м3 1560

Осьове навантаження на долото проектуємо виходячи із умови забезпечення питомого навантаження на одиницю діаметра долота:

, (2.32)

де - питоме навантаження на одиницю довжини діаметра долота, коливається в межах 300-100 кН/м, приймемо

Так, як одержана величина осьового навантаження на долото не перевищує граничнодопустимого Gg=250 кН, а також врахувавши досвід буріння на даній площі приймаємо осьове навантаження на долото рівним

Gg=190 кН

Частоту обертання долота проектуємо виходячи з умови забезпечення мінімально-необхідного часу контакту зуба долота з розбурюваною породою і визначаємо за формулою:

, об/хв. (2.33)

де dш – діаметр шарошки по периферійному вінцю, визначається із співвідношення:

(2.34)

dш=0,2159/1,6=0,1349 м;

Z – кількість зубів на периферійному вінці шарошки, залежить від твердості породи, для долота ІІІ 215, 9 СЗ-ГВ Z=17;

tпр – мінімально-допустимий час контакту зуба долота з породою, змінюється в межах (3-8)10-3 с, в залежності від твердості породи, приймаємо tпр=710-3с

об/хв.

Кутову швидкість визначаємо за формулою:

, с-1 (2.35)

Враховуючи досвід буріння на даній площі, а також те, що спосіб буріння роторний приймаємо n=70 об/хв., тоді

, с-1

Визначимо допустиму глибину буріння, враховуючи технічну характеристику ротора Р-560;

виходячи із загальної потужності приводу:

(2.36)

де Wp – загальна потужність ротора, кВт;

Wn – втрати потужності в поверхневому обладнанні, кВт;

(2.37)

де К1, К2 – дослідні коефіцієнти,

К1=1100 Втс;

К2=11 Втс

кВт

Wк – втрати потужності на обертання колони під час буріння, дана величина береться з попереднього підрозділу табл. ,

згідно якої Мкр=7856, тоді

кВт

кВт

кВт

Тоді допустиму глибину буріння визначаємо за формулою:

(2,39)

де l=1,16

Так, як 40082>4600 м, тому для буріння в інтервалі 3850-4600 м можна прийняти частоту 7,33 с-1.

Продуктивність бурових насосів проектуємо виходячи із умов очистки вибою від вибуреної породи і виносу вибуреної породи на поверхню.

Продуктивність бурових насосів згідно умови очистки вибою визначається за формулою:

, (2.40)

де q0 – питомий розхід бурового розчину, який коливається в діапазоні

q0=0,57-0,65 м/с

Приймаємо q0=0,64 м/с

м3/с

Продуктивність бурових насосів згідно умови виносу вибуреної породи визначаємо в закріпленому і незакріпленому інтервалах свердловини

, (2.41)

де Fкп – площа поперечного перерізу кільцевого простору, м2

Vg – швидкість руху бурового розчину в кільцевому просторі, яка повинна коливатись в межах

Vв=0,7-1,3 м/с, приймаємо Vв=0,8 м/с

м3/с

м3/с

Для подальших розрахунків приймаємо найбільше значення із отриманих Q=0,023 м3/с.

По характеристиці насосу У8-6МА2 знаходимо, що при діаметрі циліндричних втулок 150 мм та коефіцієнті заповнення 0,9 Qн=0,0227 м3/с.

Рн=22,3 МПа

Визначимо фактичні значення q0 і Vв

м/с

м/с

Перевіримо, чи буде забезпечуватись гідромоніторний ефект при запроектованій подачі бурових насосів

(2.42)

де Vт – швидкість струменя бурового розчину при виході з гідромоніторних насадок, при якій забезпечується гідромоніторний ефект (Vт=80-120 м/с);

Fнас – сумарна площа насадок, м3.

(2.43)

де dн – діаметр насадки dн=0,01 м;

n – кількість насадок.

Q3=800,7850,0123=0,019 м3/с

Отже, умова виконується.

Гідравлічну потужність, що розвивають насосні установки, яка витрачається на подолання опору в окремих елементах циркуляційної системи та на створення необхідної потужності на гідромоніторний ефект в долоті визначаємо з загального балансу тиску за формулою:

(2.44)

Аналіз даної формули показує, що втрати тиску і циркуляційній системі, можна розділити на: залежні і незалежні від глибини свердловини:

До незалежних відносять , , , і називають їх втратами в місцевих опорах.

Втрати тиску в місцевих опорах можна знайти використовуючи залежності:

- в обв’язці: ; (2.45)

де ан, аст, аоб, ав – коефіцієнти втрат, що залежать від типу установки;

- в долоті (2.46)

Втрати тиску в інших елементах бурильної колони і кільцевому просторі залежить від глибини та режимів руху рідини.

а) при турбулентному (2.47)

де dеф – ефективний діаметр, м,

для труб dеф= dвн,

для кільцевого простору dеф=Dе-d3

(2.48)

(2.49)

л – коефіцієнт гідравлічного опору, який залежить від реологічних параметрів

(2.50)

де Re – число Рейнольдса

(2.51)

де з – пластична в’язкість,

V – швидкість руху рідини, м/с

(2.52)

lз – відстань між замками, м;

Dс – діаметр свердловини або внутрішній діаметр обсадної колони, м;

dз – зовнішній діаметр бурильної колони, м;

б) при ламінарному русі:

(2.53)

(2.54)

(2.55)

в трубах:

(2.56)

(2.57)

(2.58)

в кільцевому просторі:

(2.59)

(2.60)

(2.61)

Порядок розрахунку гідравлічних втрат тиску

Визначаємо втрати тиску в обсязі циркуляційної системи за формулою;

Знаходимо середню швидкість рідини в циркуляційному каналі за формулою;

Визначаємо критичну швидкість, при якій наступає турбулізація потоку:

, (2.62)

, (2.63)

де Е – коефіцієнт, який для труб рівний 2000, а для кільцевого простору 1500;

F=373 – для труб, f=250 – для кільцевого простору.

4. Визначаємо режим руху рідини

При V>Vкр – турбулентний,

V<Vкр – ламінарний.

5. Визначаємо втрати тиску в замках і кільцевому просторі згідно формул 2.48; 2.49; 2.53; 2.54.

Знаходимо сумарні втрати в циркуляційній системі.

Порівнюємо визначені втрати тиску з допустимим тиском насоса при запропонованій витраті, якщо допустимий тиск на насосі є меншим за гідравлічні втрати, то діаметр гідромоніторних насадок уточнюємо за формулою:

, (2.64)

де ,

Рн - допустимий