Совершенствование технологии бурения на площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа по теме:

«Совершенствование технологии бурения на площади»

Введение

Курсовой проект является завершающим этапом изучения дисциплины “Технология бурения нефтяных и газовых скважин”. При выполнении проекта студенты закрепляют знания, полученные в предыдущих курсах, учатся работать со справочной литературой, а также приобретают практические навыки в выполнении расчетов.

Правильно запроектированные режимы работы насосов и долот, параметры бурильной колонны и процесса промывки скважины являются одними из определяющих факторов для успешного ведения буровых работ.

При выполнении проекта студент должен разработать ряд основных вопросов технологии бурения скважины, которые определяются геологическими условиями разбуриваемой толщи пород, характеристиками используемого бурового оборудования и опытом его применения. Эти условия и характеристики представляют собой совокупность исходных данных, необходимых для выполнения всех расчетов при проектировании.

К ним относятся: конструкция и профиль скважины, характеристики наземного оборудования и долот, способ бурения данного интервала, плотность и реологические свойства промывочной жидкости, режимы бурения и результаты отработки долот, пластовые давления и давления гидроразрыва (поглощения) пластов, слагающих разбуриваемый интервал.

1. Исходные данные

Наименование параметров	Обозначение в формулах	Единица измерения	Значение
1	2	3	4
1. Глубина бурения скважины 2. Глубина залегания кровли продуктивного пласта Пластовый флюид 3. Пластовое давление 4. Глубина залегания подошвы слабого пласта 5. Давление гидроразрыва 6. Свойства промывочной жидкости а) плотность б) динамическое напряжение сдвига в) пластическая вязкость 7. Марка и количество установленных буровых насосов 8. Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы 9. Миним-я скорость жид-и в затрубном простр-е, обеспечивающая вынос шлама 10. Интервал отработки долот в скв.1 и 2 11. Типоразмер отработанных долот в скв.1 12. Проходка в скв.1: на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 13. Время бурения в скв.1: долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 14. Типоразмер отработанных долот в скв.2: 15. Проходка в скв.2: на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 16. Время бурения в скв.2: долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 17. Тип турбобура 18. Осевая нагрузка 19. Подача жидкости 20. Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны.	L Lk - Рпл Lп Рг 0 БРН-1 - - - - vk L - hд11 hд12 hд13 hд14 hд15 hд16 hд17 hд18 hд19 t11 t12 t13 t14 t15 t16 t17 t18 t19 - hд21 hд22 hд23 hд24 hд25 hд26 hд27 hд28 hд29 t21 t22 t23 t24 t25 t26 t27 t28 t29 - Pд Q0 dн	м м - МПа м МПа кг/м3 Па Па*с шт - мм мм мм м/с м - м м м м м м м м м ч ч ч ч ч ч ч ч ч - м м м м м м м м м ч ч ч ч ч ч ч ч ч - кН м3/с м	1500 1470 нефть 18,1 1000 15 1318 8 0,017 2 140 102 80 85 0,48 950-1500 Ш 244,5 С-ЦВ 74 76 72 78 46 57 50 48 49 38 40 36 43 49 77 63 53 60 Ш 244,5 Т-ЦВ 74 76 73 77 54 45 51 52 48 34 36 32 38 61 41 55 57 44 А7Ш 180 0,03 0,127

2. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот

При данной в задании скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве vк=0,48 м/с находим расход промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама по формуле:

(2.1, [1])

где dc - диаметр скважины, принимаемый равным диаметру долота, которым производилось бурение данного интервала м; dн - минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м. Подставив их значения, находим:

Q1=• (0,24452 - 0,1272) • 0,48=0,0165 м3/с.

Наряду с определением расхода Q1 по формуле (2.1) находим второе значение расхода Q2, обеспечивающего очистку забоя скважины от шлама по формуле:

(2.2, [1])

где значения коэффициента a при бурении гидравлическими забойными двигателями находятся в диапазоне 0,5 ? 0,7 м/с. Тогда

Q2= (0,5?0,7)0,24452 = (0,023?0,033) м3/с.

Для того чтобы отработка долот производилась при удовлетворительной очистке забоя и ствола скважины необходимо, чтобы подача насосов Q0 удовлетворяла следующему условию:

Q0 ? max{Q1,Q2}(2.3, [1])

Сравнивая значения Q1 и Q2 с фактическим расходом жидкости Q0 = 0,03 м3/с в скв. №1 и №2, видим, что он удовлетворяет условию (2.3):

Q0 = 0,03 м3/с? max{Q1=0,019 м3/с,Q2=(0,023?0,033) м3/с}.

Исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов, проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине №1 и №2 требованиям «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983г»

где

с - плотность данной в задании промывочной жидкости, кг/м3; pпл - пластовое давление, Па; g - ускорение свободного падения, м/с2; Lк - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м; kр - коэффициент резерва.

Согласно существующим правилам рекомендованы следующие значения kр и Д pр:

kр= 1,05 и Д pр= 2,5 МПа при 1200 ? Lк ? 2500 м.

Подставив данные и рекомендованные значения, получаем:

 (кг/м3).

Полученное значение совпадает с величиной плотности, примененной в скважине №1 и № 2.Следовательно, данная в задании плотность удовлетворяет требованиям существующих правил техники безопасности и не подлежит корректировке. Поэтому для дальнейших расчетов будем использовать с = 1318 кг/м3.

3. Выбор количества работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок долот

Если будут работать оба насоса, возникает возможность использования гидромониторного эффекта, при котором повышается механическая скорость бурения. Однако существует опасность выхода из рабочего состояния насоса, что приведет к остановке процесса бурения. Время, затраченное на ремонт оборудования, в значительной степени зависит от культуры и квалификации персонала, то есть носит субъективный характер. Поэтому принимаем решение об использовании обоих насосов.

Подача насосов определяется из следующего соотношения:

Q = m•n•Qн Q0 (2.5, [1])

где m - коэффициент наполнения насоса, принимаем m = 0,9 ; n - количество работающих насосов, n = 2; Qн - подача насоса при данном диаметре втулок. Из характеристик насосов (табл. 4.1, [1]) выбираем втулки диаметром 140 мм, при которых Q н= 0,0178 м3/с. Тогда:

Q = 0,9•2•0,0178 = 0,032 м3/с Q0 = 0,03 м3/с.

Таким образом, в дальнейших расчетах принимаем подачу Q = 0,032 м3/с.

4. Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

4.1 Графический метод разделения интервала отработки долот на участки одинаковой буримости

Для этого на график с координатами “глубина скважины Н - время бурения t” наносят результаты отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hд=hд(tб) соответствует границе между двумя слоями с различной буримостью (смотри рис. 1).

Рис. 1

Из графика видно, что зависимость hд=hд(tб) имеет излом в т. H=1250м, следовательно интервал 950-1500м представлен породами с разной буримостью и в дальнейшем его будем рассматривать как 2 пачки.

4.2 Методика Родионова

Согласно исходным данным составляем ряд значений средних за рейс механической скорости Vм в порядке их последовательности при бурении скважины №1 и №2.

Каждый ряд из 9 значений механической скорости строим по формуле:

В скв. №1:

Vм1=74/38=1,947 м/ч; Vм2=1,900 м/ч;

Vм3=2,000 м/ч; Vм4=1,814;

Vм5=0,939 м/ч; Vм6=0,740 м/ч;

Vм7=0,794 м/ч; Vм8=0,906 м/ч; V=0,817 м/ч;

В скв. №2:

Vм1=2,176 м/ч; Vм2=2,111 м/ч;

Vм3=2,281 м/ч; Vм4=2,026 м/ч;

Vм5=0,885м/ч; Vм6=1,098 м/ч;

Vм7=0,927 м/ч; Vм8=0,912 м/ч; Vм9=1,091 м/ч;

Определяем значения функции у в скв. №1 по формуле (4.6, [1]). Для первого рейса (i=1) долота в анализируемом ряду:

y2=2,89; у3=5,48; у4=7,86; у5=5,57; у6=3,15; у7=1,63; у8=0,86.

После проведения аналогичных вычислений для второго ряда скоростей в скв. №2 получим:

у1=1,57; у2=3,25; у3=6,52; у4=9,23; у5=5,36; у6=3,77; у7=1,96; у8=0,58;

Максимальное значение функции у для рядов скоростей по скв. №1 и №2 имеют место при к=4 и соответственно равны у4=7,86 и у4=9,23. Они подтверждают результаты произведенного выше графического разделения разреза на два участка пород одинаковой буримости.

Для наглядности продемонстрируем результаты расчетов в виде графиков нормированной функции (смотри рис. 2):

Рис. 2

5. Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для нижнего (второго) интервала пород одинаковой буримости 1250-1500м, пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=180 кН.

Найдем средние арифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости Vм по формулам:

(4.13, [1])

где, hд- осредненная проходка на долото; tб- осредненная стойкость отработанных долот. Итак,

Скважина №1, долото Ш 244,5 С-ЦВ:

Скважина №2, долото Ш 244,5 Т-ЦВ:

Для нахождения адаптационных коэффициентов по формулам:

(4.14, [1]);

(4.15, [1]);

необходимо вычислить частоту вращения долот Ш 244,5 С-ЦВ и Ш 244,5 Т-ЦВ во время отработки в скв. №1 и №2 на валу турбобура А7Ш при нагрузке Рд=180 кН, расходе раствора Q=0,032 м3/с и плотности раствора = 1318 кг/м3 по формуле:

(4.18, [1])

где nx - частота холостого вращения вала турбобура и долота (без нагрузки), об/мин; Мд - крутящий момент на долоте, Нм; Мторм - тормозной момент турбобура, Нм; Рд - нагрузка на долото, Н; Рг - гидравлическое осевое усилие на валу турбобура от перепада давления в турбобуре, Н;

rср - справочный средний радиус трущихся поверхностей пяты (0,068); µт - коэффициент трения в осевой опоре турбобура (0,01 - т.к. подшипник качения).

Рассчитаем величины, входящие в формулу (4.18):

Тормозной момент вычислим по формуле:

(4.19, [1]).

где Мт - справочное значение крутящего момента на валу турбобура (Нм) в режиме максимальной мощности турбобура; QT, Т - справочные значения подачи и плотности жидкости, определяемые на заводе для перепада давления в турбобуре Ртб.т. По табл. 4.3: QT=0,3 м3/с; МТ=2300 Нм; Т=1200 кг/м3. Итак:

Момент на долоте найдем по формуле:

(4.20, [1]);

где а - коэффициент, зависящий от типа долота, для трехшарошечных долот типа С, а=0,15; для типа Т, а=0,11 (см. [1], стр.20).Итак:

(скв 1)

(скв 2)

Частоту холостого вращения определим по формуле:

(4.21, [1])

где nT- справочные значения частоты вращения вала (об/мин) турбобура в режиме максимальной мощности турбобура. По табл. 4.3 ([1]), nт=520 об/мин.

Осевое усилие на валу турбобура рассчитаем по формуле:

(4.22, [1]),

где dТ.ср - справочный средний диаметр проходного канала турбины (по табл. 4.3 [1], dT.ср=0,1273;

Ртб определим по ф-ле (4.23, [1]):

Подставим найденные значения Мторм, Мд, nх и РГ в формулу (4.18):

(скв 1)

(скв 2)

Таким образом, долота в скважине №1 и №2 были отработаны при частоте вращения n1=776 об/мин и n2 =859об/мин соответственно.

Теперь можно определить адаптационные коэффициенты по формулам (4.14) и (4.15).

Для долот Ш 244,5 С-ЦВ:

Для долот Ш 244,5 Т-ЦВ:

График внешней характеристики турбобура для скважины1 (рис.3) для большей наглядности построим по нескольким точкам по формуле (4.18):

1-я точка. Нагрузка на долото Рд=0.

Момент на долоте:

Разгонная частота вращения вала турбобура:

2-я точка. Режим разгруженной осевой опоры, когда Рд=РГ.

Момент на долоте:

Частота вращения вала:



3-я точка. Торможение турбобура, когда n=0.

Чтобы частота n стала равна нулю, необходимо на долото создать нагрузку:

Для более точного построения характеристики турбобура n=n(Pд) в диапазоне нагрузок от 0 до Рд=597,2 кН по формуле (4.18) можно рассчитать соответствующие различным нагрузкам значения частот вращения вала (долота), например, при Рд=300 кН и Рд=450 кН. Итак:

4-я точка. Рд=300 кН.

5-я точка. Рд=450 КН.

Построим характеристику турбобура по полученным значениям:

Рис. 3

На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствующие разгонной частоте вращения nр=1070 об/мин и нагрузке Рд=0, и снизу точкой с координатой по частоте, определяемой по формуле (4.25, [1]):

где к - эмпирический коэффициент, который для турбобуров с шаровой опорой равен 0,2.

При этом согласно графику нижний конец участка устойчивости работы по нагрузке имеет координату Рд=482 кН.

Согласно паспортным данным долот (табл. 4.2, [1]), в качестве наибольшей нагрузке на долото Ш 244,5 С-ЦВ принимаем 0,9 от максимально допустимой нагрузке на долото, т.е.

Рд=0,9Рд max=0.9320=288 кН;

При этой нагрузке частота вращения долота, которую разовьет турбобур согласно характеристики (4.18), составит:

Итак, участок совместимых условий работы системы “турбобур-долото” на характеристике турбобура (см. рис.) располагается в интервале между точками Рд=0, n=1070 об/мин и Рд=288 кН, n=575 об/мин.

График внешней характеристики турбобура для скважины2 (рис.3) для большей наглядности построим по нескольким точкам по формуле (4.18):

1-я точка. Нагрузка на долото Рд=0.

Момент на долоте:

Разгонная частота вращения вала турбобура:

2-я точка. Режим разгруженной осевой опоры, когда Рд=РГ.

Момент на долоте:



Частота вращения вала:

3-я точка. Торможение турбобура, когда n=0.

Чтобы частота n стала равна нулю, необходимо на долото создать нагрузку:

Для более точного построения характеристики турбобура n=n(Pд) в диапазоне нагрузок от 0 до Рд=794 кН по формуле (4.18) можно рассчитать соответствующие различным нагрузкам значения частот вращения вала (долота), например, при Рд=300 кН и Рд=450 кН. Итак:

4-я точка. Рд=300 кН.

5-я точка. Рд=550 КН.

Построим характеристику турбобура по полученным значениям:



Рис. 4

На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствующие разгонной частоте вращения nр=1070 об/мин и нагрузке Рд=0, и снизу точкой с координатой по частоте, определяемой по формуле (4.25, [1]):

где к - эмпирический коэффициент, который для турбобуров с шаровой опорой равен 0,2.

При этом согласно графику нижний конец участка устойчивости работы по нагрузке имеет координату Рд=641 кН.

Согласно паспортным данным долот (табл. 4.2, [1]), в качестве наибольшей нагрузке на долото Ш 244,5 Т-ЦВ принимаем 0,9 от максимально допустимой нагрузке на долото, т.е.

Рд=0,9Рд max=0.9320=288 КН;

При этой нагрузке частота вращения долота, которую разовьет турбобур согласно характеристики (4.18), составит:

Итак, участок совместимых условий работы системы “турбобур-долото” на характеристике турбобура (см. рис. ) располагается в интервале между точками Рд=0, n=1070 об/мин и Рд=288 КН, n=708 об/мин.

Таким образом, согласно приведенным выше результатам в дальнейшем для отработки долота Ш 244,5 С-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 575 об/мин. А для отработки долота Ш 244,5 Т-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 708 об/мин.

Примем следующие приблизительные значения постоянных в формуле:

(4.17, [1]) где:

СВ =84,30 - такова стоимость 1 часа работы буровой установки в объединении “Главтюменнефтегаз” (табл.1 приложения, [1]).

Стоимость долота Ш 244,5 С-ЦВ- 150 руб., а долота Ш 244,5 Т-ЦВ- 145 руб. (в табл. 2 приложения, [1] цены на эти долота отсутствуют, поэтому берем средние цены на долота такого типа других диаметров).

Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ в одном рейсе tв найдем из выражения (табл.7 приложения, [1]):

tв=tп.з+tн+tот+с+tт(8.1, [1]);

где tп.з- время на подготовительно-заключительные работы; tн-время на наращивание инструмента; tот- время на отвертывание долота; tот- время на навертывания долота; tт- время на проверку турбобура. Итак:

tв=0,45+0,2+0,12+0,12+0,4=1,3 ч.

Время на СПО для скважины глубиной 1500 м (по табл. 4 приложения, [1]): tсп=3,09 ч.

С учетом ранее найденных коэффициентов к и А, рассчитаем величины В, Д, М и С по формуле (4.17):

Скв. №1, долото Ш 244,5 С-ЦВ:



Скв. №2, долото Ш 244,5 Т-ЦВ:

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом Ш 244,5 С-ЦВ больше, чем долотом Ш 244,5 Т-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 1250-1500м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот Ш 244,5 С-ЦВ и Ш 244,5 Т-ЦВ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения по формулам:

(4.13, [1]); (4.11, [1]); (4.12, [1]);

Долото Ш 244,5 С-ЦВ:

Долото Ш 244,5 Т-ЦВ:

Теперь рассмотрим задачу для верхнего (первого) интервала пород одинаковой буримости 950-1250м, пробуренного в скважине №1 и №2 четырьмя долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=180 кН.

Найдем средние арифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости Vм по формулам:

(4.13, [1])

где, hд- осредненная проходка на долото; tб- осредненная стойкость отработанных долот. Итак,

Скважина №1, долото Ш 244,5 С-ЦВ:

Скважина №2, долото Ш 244,5 Т-ЦВ:

Ранее мы выяснили, что долота в скважине №1 и №2 были отработаны при частоте вращения n1=776 об/мин и n2 =859об/мин соответственно.

Теперь можно определить адаптационные коэффициенты по формулам:

(4.14, [1]);

(4.15, [1]);

Для долот Ш 244,5 С-ЦВ:

Для долот Ш 244,5 Т-ЦВ:



Также ранее мы получили, что для отработки долота Ш 244,5 С-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 575 об/мин. А для отработки долота Ш 244,5 Т-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 708 об/мин.

Примем следующие приблизительные значения постоянных в формуле:

(4.17, [1]) где:

СВ =84,30 - такова стоимость 1 часа работы буровой установки в объединении “Главтюменнефтегаз” (табл.1 приложения, [1]).

Стоимость долота Ш 244,5 С-ЦВ- 150 руб., а долота Ш 244,5 Т-ЦВ- 145 руб. (в табл. 2 приложения, [1] цены на эти долота отсутствуют, поэтому берем средние цены на долота такого типа других диаметров).

Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ в одном рейсе tв найдем из выражения (табл.7 приложения, [1]):

tв=tп.з+tн+tот+с+tт(8.1, [1]);

где tп.з- время на подготовительно-заключительные работы; tн-время на наращивание инструмента; tот- время на отвертывание долота; tот- время на навертывания долота; tт- время на проверку турбобура. Итак:

tв=0,45+0,2+0,12+0,12+0,4=1,3 ч.

Время на СПО для скважины глубиной 1250 м (по табл. 4 приложения, [1]): tсп=2,65 ч.

С учетом ранее найденных коэффициентов к и А, рассчитаем величины В, Д, М и С по формуле (4.17):

Скв. №1, долото Ш 244,5 С-ЦВ:



Скв. №2, долото Ш 244,5 Т-ЦВ:

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом Ш 244,5 С-ЦВ больше, чем долотом Ш 244,5 Т-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 950-1250м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот Ш 244,5 С-ЦВ и Ш 244,5 Т-ЦВ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения по формулам:

(4.13, [1]); (4.11, [1]); (4.12, [1]);

Долото Ш 244,5 С-ЦВ:

Долото Ш 244,5 Т-ЦВ:

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Интервал одинаковой буримости, м	Тип забойного двигателя	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим	Прогнозируемые показатели работы долот	Рациональный тип долота
			Рд, кН	Q, м3/c	hд, м	tб, ч	Vм, м/ч	С, руб/м
950	1250	А7Ш	244,5 С-ЦВ	288	0,032	80,1	27,6	2,9	35,1	244,5 Т-ЦВ
			244,5 Т-ЦВ	288	0,032	80,4	22,7	3,5	29,8
1250	1500	А7Ш	244,5 С-ЦВ	288	0,032	53,3	42,4	1,26	76,9	244,5 Т-ЦВ
			244,5 Т-ЦВ	288	0,032	53,68	33,5	1,6	62,3

6. Проектирование бурильной колонны

Расчет компоновки КНБК.

В отличии от роторного способа бурения колонны рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом по формуле (5.1, [1]):

dУБТ(1)=(0,65?0,85)dд= (0,65?0,85)0,2445=0,159?0,208 м;

С учетом табл. 5.1 [1] принимаем: dУБТ(1)=0,178м;

По табл. 5.1 [1] согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб: dн=0,127м;

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

dнк=dн=0,127м;

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам число ступеней в компоновке КНБК должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями выполнялось условие:

(5.2, [1]);

Проверим это условие:

Следовательно, предусматриваем установку второй ступени УБТ, диаметр которой примем: dУБТ(2)=0,146м.

Поскольку , то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.

По табл. 5.2 [1], выбираем тип УБТ (т.к. бурение идет с забойным двигателем выберем горячекатаные УБТ): УБТ-178 и УБТ-146, изготовленные из стали Д.

Общую длину УБТ при одно- двух- и трехразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона скважины и плотности промывочной жидкости определяют по формуле:

(5.4, [1])

где 1=0,7?0,8 - эмпирический коэффициент, принимаем 1=0,7; GЗД- масса забойного двигателя, кг; , м- плотность жидкости и материала; qУБТ(1), qУБТ(2), qУБТ(3) - масса погонного метра первой, второй и третьей ступени УБТ, кг/м; n - число ступеней УБТ; - угол отклонения УБТ от вертикали, град ( в вертикальных скважинах =0).

Т.к. КНБК - двухразмерная, то qУБТ(3)=0, n=2. Итак, определим общую длину УБТ для создания вычисленной нагрузки Р=288 кН;

Вычислим длину первой ступени УБТ по формуле (5.3, [1]):

тогда

Окончательно примем: lУБТ(1)=200 м, т.е. 8 свечей; lУБТ(2)=100 м, т.е 4 свечи.

Общий вес компоновки вместе с забойным двигателем в жидкости вычисляется по формуле (5.6, [1]):

lКНБК =17,425+200+100=317,425м

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность:

При всех способах бурения над КНБК рекомендуется устанавливать наддолотный комплект (НК) - секцию длиной 250-300 м из труб возможно более низкой прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от КНБК к БТ).

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБН-127?10 Д (предел текучести т=373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8, [1]):

Напряжения растяжения в верхнем сечении НК находим по формуле:

(5.9, [1]).

где к=1,1 - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора; FН(НК) - площадь поперечного сечения труб наддолотного комплекта, м2 (по табл.8 приложений [1], FН(НК)=89,9?10-4 м2); Fтр(НК) - площадь поперечного сечения тела труб НК, м2 (по табл.8 приложений [1], Fтр(НК)=36,8?10-4 м2); РЗД - перепад давления в турбобуре, Па; Рд-перепад давления в долоте, Па;

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (Vд80 м/с) оценим по формуле (5.10, [1]):

где µ - коэффициент истечения из промывочных отверстий долота, для конусовидных насадок µ=0,95;

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19, [1]):

Итак, растягивающие напряжения в верхнем сечении НК будут:

Коэффициент запаса прочности рассчитаем по формуле (5.17, [1]), считая, что используются трубы 2-го класса (=0,8 - коэффициент износа труб):

Коэффициент кЗ должен быть выше кд, приведенных в табл. 5.4 [1]

kз=1,82>kд=1,30, т.е. условие выполняется.

По табл. 9 приложения [1] выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны, т.к. мы имеем турбинный способ бурения, то выберем БТ с высаженными наружу концами для уменьшения местных гидравлических потерь при циркуляции промывочной жидкости, выбираем: ТБН-127?8 Д.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

(5.19, [1])

где Qp(1)- предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, по табл. 9 приложения [1] для ТБН-127?8 Д Qр(1)=1140 кН.

Допустимую длину 1-ой секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):

Вес 1-й секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):

Выбираем трубы для комплектования 2-й секции колонны: ТБН-127?8К, для них:

Уточняем длину 2-й секции труб по формуле (5.26, [1]):

Вес 2-й секции в жидкости:

Проверим прочность верхних труб 1-й и 2-й секции при спуске их в клиновом захвате по формуле (5.34, [1]):

где с - коэффициент охвата труб клиньями, примем с=0,7, nзап - коэффициент запаса прочности, т.к. Т1=373 МПа и Т2=539 МПа < 650 МПа, то принимаем nзап=1,1; Qкл - предельная нагрузка на бурильные трубы при С=1, по таблице 5.6 Qкл1=810 кН, Qкл2=1200 кН. Итак:

Что выше допустимого 1.1

По табл. 5.2 [1] найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из сталей Д, УБТ-178 = 26 кНм, УБТ-146 = 13 кНм.

По табл. 5.7 [1] для соединения труб ТБН-127 выбираем замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м.

Для свинчивания замков по таблице 5.8 [1] необходим крутящий момент, равный 14 кН.

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Показатели	Номер секции
	УБТ	УБТ	НК	1	2
Наружный диаметр труб, мм	УБТ-178	УБТ-146	ТБН-127	ТБН-127	ТБН-127
Внутренний диаметр труб, мм	90	74	107,0	111,0	111,0
Группа прочности материала	Д	Д	Д	Д	К
Интервал распол-я секций, м	1283-1483	1183-1283	933-1183	566-933	0-566
Длина секции, м	200	100	250	367	566
Нарастающий вес колоны, кН	236,7	342,3	409,1	488,8	611,7

7. Гидравлический расчет циркуляционной системы

Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах мало чем отличаются друг от друга. При расчете при турбинном способе необходимо лишь учитывать перепад давления в турбобуре, а также между ним и стенками скважины.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал, по формуле:

(6.1, [1])

где РГ - давление гидроразрыва (поглощения пласта, Па; (Рп) - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; Lп - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м; - содержание жидкости в шламожидкостном потоке. Определим по формуле:

(6.2, [1])

Вычислим параметр с помощью ранее найденной Vм=3,5 м/ч = =9,7?10-4м/с и Q = 0,032 м3/с:

Т.е. содержание шлама в потоке (1-)0.

Для определения величины (Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем действительные числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкп, при этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равной диаметру долота (dc= 0,2445м). Тогда по формуле (6.6, [1]):

где - пластическая вязкость, Па?с;

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБН-127:

Рассчитаем критические значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4, [1]) для течения в кольцевом канале:

где 0 - динамическое напряжение сдвига, Па. Итак:

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБН-127:

Таким образом, в кольцевом пространстве за турбобуром, за УБТ-178, УБТ-146 и ТБН-127 режим течения ламинарный.

Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта Lп = 1000 м скважина обсажена трубами, шероховатость которых к = 3?10-4 м.

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБН-127:

Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14, [1]):

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБН-127:

Найдем значения кп по формуле (6.15, [1]):

при Se?10.

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБН-127:

Потери давления вычислим по формулам:

(6.12, [1]) - для ламинарного режима течения.

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБН-127:

Местные потери от замков ЗУ-155 в кольцевом пространстве определяем по формуле:

(6.16, [1]).

Где lт - средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м (примем lт = 12 м); dм - наружный диаметр замкового соединения, м (по табл. 5.7 [1] dм = 0,155 м)

Суммируя значения Ркп, получим:

Теперь можно определить кр по формуле (6.1, [1]):



Т.к. кр>, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычислим потери давления внутри буровой колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром.

В ТБН-127-8: d=111 мм;

Определим действительные числа:

В ТБН-127-8:

В ТБН-127-10:

В УБТ-146:

В УБТ-178:

Т.к. в ТБН-127-8 Reт>Reкр, то на других участках с меньшим внутренним диаметром это неравенство будет и подавно справедливо. Таким образом, в колонне везде течение турбулентное.

Значения коэффициентов т внутри ТБН и УБТ найдем по формуле:

В ТБН-127-8:

В ТБН-127-10:

В УБТ-146:

В УБТ-178:

Потери давления внутри ТБН и УБТ рассчитаем по формуле (6.7, [1]):

В ТБН-127-8:

В ТБН-127-10:

В УБТ-146:

В УБТ-178:

Местные потери от замков ЗУ-155 в колонне определим по формуле:

где dзв - наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. По табл. 5.7 dзв=0,095 м.

Найдем потери в наземной обвязке, из табл. 6.1 найдем значения коэффициентов: с = 1,1?10-5 м-4; в=0,7?10-5 м-4; ш=0,3?10-5 м-4; к=0,9?10-5 м-4;

Потери давления в наземной обвязке:

Перепад давление в турбобуре рассчитаем по формуле (6.19, [1]):



Потери давления в кольцевом канале за ТБН ранее определены для участка длиной 683 м. Пересчитаем это значение на полную длину ТБН L = 1183 м.

Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (6.3, [1]):

Рассчитаем резерв давления Рр для потерь в долоте по формуле (6.21,[1]):,

где в = 0,75?0,80 - коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем в=0,8. Рн - давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насосов БРН-1 при втулках диаметром 140 мм, РН=16,9 МПа).

Пояснение к гидравлическому расчету:

В процессе выполнения курсовой работы я столкнулся с проблемой некоторой несовместимости оборудования. Данные в условии насосы (БРН-1) не способны прокачать раствор в скважине из-за больших потерь давления.

Значительные потери давления (), в моем случае, происходят в турбобуре, т.к. турбобур А7Ш имеет очень большой перепад давления ( по паспорту).

В итоге, проведя гидравлический расчет, я получил отрицательное значение резерва давления для потерь в долоте ().

Для решения этой проблемы, можно заменить насос на более мощный (например, УНБ-1250 при диаметре втулок 170 мм). Замена втулок в моем случае не решит проблему, т.к. давления, развиваемого насосом, даже при минимальном диаметре втулок все равно не хватит.

8. Расчет с новыми насосами

скважина бурение порода долото

Выбор количества работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок долот.

Для расчета с новым насосом, возьмем насос УНБ-1250.

Подача насосов определяется из следующего соотношения:

Q = m•n•Qн Q0 (2.5, [1])

где m - коэффициент наполнения насоса, принимаем m = 0,9; n - количество работающих насосов, n = 1; Qн - подача насоса при данном диаметре втулок. Из характеристик насоса (табл. 4.1, [1]) выбираем втулки диаметром 170 мм, при которых Q н= 0,0357 м3/с. Тогда:

Q = 0,9•0,0357 = 0,032 м3/с Q0 = 0,03 м3/с.

Таким образом, в дальнейших расчетах принимаем подачу Q = 0,032 м3/с.

Как видно из этого расчета, подача у нас осталась та же, что и в предыдущем расчете, поэтому требуется пересчитать только последнюю часть гидравлического расчета циркуляционной системы.

Гидравлический расчет циркуляционной системы.

Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (6.3, [1]):

Сумма потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, не изменилась.

Рассчитаем резерв давления Рр для потерь в долоте по формуле (6.21,[1]):,

где в = 0,75?0,80 - коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем в=0,8. Рн - давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насосов УНБ-1250 при втулках диаметром 170 мм, РН=30,5 МПа).

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22, [1]) при µ=0,95:

Т.к. Vд > 80 м/с и перепад давления Рд=5,553 МПа <Ркр = 7 МПа (определяемого как возможность запуска турбобура и прочностью конструктивных элементов долота), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Примем Vд= 87 м/с, тогда расчетное давление в насосе составит:

По графику рис. 4 [1] определяем величину утечек Qу в зависимости от полученного значения Рд=5,553 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24, [1]):

Qу=1,5?10-3 м3/с;

В долоте устанавливаем три насадки.

Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25, [1]):

Заключительным этапом гидравлического расчета является построение графика распределения давления в циркуляционной системе буровой

Выводы

В процессе выполнения курсового проекта сделали следующие выводы:

1. Отработка на долото производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы.

2. Заданная плотность промывочной жидкости удовлетворяла геологическим условиям разбуриваемой толщи пород для скважин № 1 и № 2, то есть плотность не подлежит корректировке.

3. Выбрано два насоса БРН-1 с внутренними диаметрами втулок 140 мм.

4. Разделили заданный интервал на участки залегания пород одинаковой буримости с помощью метода Родионова и графического способа, в результате получили, что интервал 950 - 1500 м разделен на две пачки примерно одинаковой буримости.

5. Так как стоимость метра проходки долотом Ш 244,5 С-ЦВ больше, чем долотом Ш 244,5 Т-ЦВ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в обоих интервалах.

6. В ходе выбора компоновки КНБК рассчитали, что требуется две ступени УБТ: УБТ-178 и УБТ-146; выбрали две секции бурильных труб: ТБН-127? 8Д и ТБН-127?8К.

7. Проведя гидравлический расчет, столкнулись с проблемой некоторой несовместимости оборудования.

8. Заменив оборудование, получили резерв давления, исходя из которого, определили возможность использования гидромониторного эффекта.

Используемая литература

1. Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади. - М.: ГАНГ им. И.И. Губкина, 1993.

2. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.

3. Балицкий В.П., Надирадзе И.А., Храброва О.Ю. Расчеты на ЭВМ при бурении глубоких скважин. - РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999.

Размещено на Allbest.ru