буріння під кондуктор і проміжні колони
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