Проект бурения нефтяной добывающей скважины

Q_q>1,94

 

где Р_кр^I – критическая нагрузка I-ого порядка, для УБТ диаметром 178 мм составляет 57,8 кН

 

Q_д = 140 кН > Р_кр^I = 57,8 кН 

Расстояние  между опорами (промежуточными)

 

а = К₀ × L₀ 

где К₀ – коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор, К₀ = 1,25

L₀ – длина полуволны УБТ вращающейся колонны в нейтральном сечении, м  

L₀ =

 

где n – частота вращения, об/мин;

j – осевой момент инерции, см⁴;

q – вес 1м длины УБТ, кгс 

J=

 

Тогда количество опор будет:

 

m=

 

Принимаем 5 опор квадратного  сечения наибольшего поперечного размера 203 мм.

Принимаем для бурения бурильные  трубы типа ТБПК диаметром  Д_БТ=127 мм, толщина стенки =9,2 мм, марка стали Е.

Для определения допустимой длины секции бурильных  труб определим допустимое растягивающее напряжение для труб диаметром 127 мм из стали группы прочности «Е» с толщиной стенки 9,2 мм.

Вес 1 метра труб 127×9,2 q_9.2=0.000418 МН 

 

где Q_P1 – допустимая максимальная растягивающая нагрузка на тело трубы 127×9,2 Е, Q_P1=1,85 МН

n – нормативный коэффициент запаса прочности, n1.5 (роторное бурение, осложнённые условие, наклонно-направленная скважина) 

l₁=

 

где R=1.15 – коэффициент учитывающий силы трения

F_К – площадь поперечного сечения канала трубы, см² 

F_К=93,3∙10^-4 = 0,00933 см² 

К_J – коэффициент учитывающий влияние касательных напряжений для роторного бурения, К_J = 1,04

P₀ = 7 МПа – перепад давления на долоте 

l₁=  

Так как длина скважины L = 2818 м, то длина 1-ой секции бурильных труб 127×9,2 Е должна составлять: 

l₁=L-l_УБТ=2815-125=2693 м

Определяем  вес трубы ТБПВ 127×9,2 Е: 

Q_БТ=l₁∙q_9.2 

Q_БТ=2693∙0.000298=0.802 МН 

Общий вес бурильной  колонны составит: 

Q_БК= Q_УБТ+ Q_БТ 

Q_БК=0.19+0.802=0.992 МН

 

      

3.8 Выбор буровой  установки. Комплектность.  Автоматизация и  механизация трудоемких процессов на буровой  

     Выбор буровой установки  производится по двум главным параметрам БУ:

1. допустимой нагрузке на крюке
2. условной глубине бурения данной установки

      Условная глубина  должна быть больше  проектной глубины  скважины. У меня глубина скважины 2818 м, это значит, что нужно выбрать буровую установку класса 3200.

      Допускаемую нагрузку  на крюке выбираем  так. У меня вес бурильной колонны Q_бк=104,33 т с. Согласно ГОСТу 16293-82 вес бурильной колонны Q_бк при нормальной работе должен быть < 0,6 Q_доп или Q_бк*1,67 < Q_доп

104,33*1,67=1742 кН < [Q_доп]

Этому условию удовлетворяют  буровые установки 5 класса с допустимой нагрузкой на крюке 2000 кН > 1742 кН

      Такую допустимую  нагрузку имеют  БУ-3200/200 ДГУ, учитывая  наличие на площади,  принимаю БУ-3200/200 ДГУ. 

Комплектность буровой установки.

Буровая лебедка                                          ЛБУ22-720

Буровой насос                                  УНБ-600А (УНБТ-950)

Ротор                                                       Р-700

Комплекс  механизмов АСП                                АСП-3М1

Кронблок                                                  УКБА-6-250

Талевый блок                                             УТБА-5-200

Вертлюг                                                   УВ-250МА

Вышка                                                    ВМА-45×200

Привод                                                          Д

Циркуляционная  система                               СЦ 3200-У1

     К автоматизации и  механизации трудоемких процессов на буровой относится следующее оборудование: АКБ, ПКР, АСП.  
 

     Пневматические  ключи АКБ предназначаются  для раскрепления, развинчивания и  свинчивания бурильных  труб и при СПО. Ключ устанавливается между лебедкой и ротором со стороны приводного вала. Ключ состоит из: блока ключа, каретки с пневматическими цилиндрами, стойки и пульта управления. Ключ АКБ приводится в действие сжатым воздухом 0,7-1,0 МПа.

     Пневматические  клинья предназначены  для механизированного  захвата и удержания  в роторе на весу колонны бурильных труб в период их подъема и спуска в скважину. ПКР состоят из: корпуса, вкладышей, клиньев, центратора, направляющих, кольца, рычага, пневмоцилиндра и педального крана.

     

     Механизм  АСП значительно  облегчает труд рабочих  при СПО и ускоряет эти работы. Талевый блок, выполненный в виде двух раздвинутых секций канатных шкивов, имеет возможность подниматься и опускаться вдоль оси бурильных труб; свеча в это время развинчивается или свинчивается ключом АКБ. Такая схема позволяет интенсифицировать работы путем совмещения во времени операции подъема и спуска загруженного и незагруженного талевого блока с операциями свинчивания и развинчивания свечи, установки её на подсвечник и переноса с подсвечника к центру скважины. Установка АСП состоит из: пульта управления, талевого блока, автоматического элеватора, пневматического клинового захвата, встроенного в ротор; ключа АКБ-3; центратора; механизма подъема свечи и переноса свечи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

 

3.9 Расчет промывки  скважины при бурении под эксплуатационную колонну 

  Таблица   - исходные данные:

 

Буровой насос УНБ-600.

Коэффициент наполнения =1.

Определяем  необходимую подачу насоса для обеспечения  следующих условий:

а) достаточной очистки  забоя:

Q_Д

0,785∙Д_Д²∙q; л/с

Где Д_Д - диаметр долота, см

q – удельный расход бурового раствора, л/с см³

для турбинного бурения  q=0.067

для роторного бурения  q=0.035-0.05 л/с см³ 
 
 
 
 
 

 

Q_Д^К=0,785∙39,37²∙0,067=81,5 м/с

Q_Д^Т=0,785∙29,53²∙0,067=45,9 м/с

Q_Д^Э1=0,785∙21,59²∙0,067=24,5 м/с

Q_Д^Э2=0,785∙21,59²∙0,035=12,8 м/с 

б) заданной скорости бурового раствора в затрубном пространстве (очистка ствола скважины) 

Q_υ

0.0785(Д_С²-d²)∙ υ, л/с 

где Д_С – диаметр скважины Д_С=Д_q∙К_У

d – минимальный наружный диаметр бурильных труб в колонне, см

υ – скорость бурового раствора в затрубном пространстве, м/с

При бурении под кондуктор υ 0.4 м/с

При бурении под промежуточную  колонну υ 0.6 м/с

При бурении под эксплуатационную колонну υ 1 м/с 

Q_υ^К=0,785∙[(1.3∙39,37)²-12.7²] 0,4=77.2 л/с