Проект бурения нефтяной добывающей скважины

Q_υ^Т=0,785∙[(1.3∙29,53)²-12.7²] 0,6=61,8 л/с

Q_υ^Э1=0,785∙[(1.3∙21,59)²-12.7²] 1=49,1 м/с 

в) достаточно вращательного  момента на валу забойного  двигателя 

 

где M_C – стендовое значение момента на валу турбобура при стендовых производительности и плотности бурового раствора, кгс м;

- плотность  бурового раствора  для определяемых  условий, г/см³;

М_q - момент, необходимый для вращения долот, кгс м 

М_q=mf∙(A∙G+B), кгс м 

Где G – нагрузка на долото, тн;

F – коэффициент, учитывающий несоответствие типа долота твёрдости буримых пород;

 

A,B – эмпирические коэффициенты, зависящие от диаметра долота;

m – коэффициент, учитывающий твёрдость пород. 

Стендовые показатели применяемых  турбобуров:

2 ТСШ – 240:

Q_C=32 л/с;

М_С=2/3∙270=180 кгс м;

=1 г/см³;

Р=2/3∙5,5=3,67 МПа

3 ТСШ – 195:

Q_C=30 л/с;

М_С=150 кгс м;

=1 г/см³;

Р=3,9 МПа 

М_Д^К=1,36∙1∙(19,4∙8+4)=216,5 кгс м

М_Д^Т=1∙1∙(14,2∙16+10)=237,2 кгс м

М_Д^Э1=1∙1∙(11,1∙14+10)=165,4 кгс м 

Тогда: 

Q_Т^К=

Q_Т^Т=

Q_Т^Э1=

 

г) гидромоторного эффекта  при бурении роторным способом 

Q_2М

0.0785∙d_H²∙n∙υ_2M, л/с 

Где d_H – диаметр насадки, см;

n – количество насадок;

υ_2M – скорость гидромоторной струи;

 
 

Q_2М^Э2=0,0785∙1,3∙2∙100=26,5 л/с 

Из  приведенного расчёта  видно, что все  условия промывки скважины обеспечиваются при максимальной подачи бурового раствора в интервалах:

1. 0-220 м при Q 81.5
2. 220-950 м при Q 61.8
3. 950-1500 м при Q 49,1
4. 1500-2818 м при Q 49.1

 

Исходя  из характеристики буровых  насосов расчётные  подачи буровых растворов  по интервалам бурения  будут обеспечиваться:

1. При бурении под кондуктор (0-220 м) при работе двух насосов на цилиндровых втулках диаметром 190 мм при =0,9,

Q_Ф=2∙2∙Q=0.9∙2∙44.8=80.6 л/с

Р_Н=8,88 МПа

2. При бурении под техническую колонну(220-950 м) при работе двух насосов на цилиндровых втулках диаметром 170 мм при =0,9,

Q_Ф=62,6 л/с

Р_Н=11,4 МПа

3. При бурении под эксплуатационную колонну (950-1500 м) при работе двух насосов на цилиндровых втулках диаметром 150 мм при =0,9,

Q_Ф=47,2 л/с

Р_Н=15,2 МПа

4. При бурении роторным способом (1500-2818 м) при работе одного  насоса Д_ВТ= 150 мм при =0,9,

Q_Ф=23,6 л/с

Р_Н=15,2 МПа 

Определяем  потери давления в  циркуляционной системе.

Так как бурение под  кондуктор небольшое (0-220 м) и время бурения этого интервала невелико (5-6 ч), поэтому начинать бурение скважины целесообразно на втулках диаметром 170 мм, т.е. на тех, которые должны устанавливаться для следующего интервала.

 

Интервал 0-950 м

1. Потери давления в долоте:

 

P_q=

P_q=

 

2. потери  давления в турбобуре 3ТСШ1-240 (2 секции):

 

Р_Т=

Р_Т=

 

3. Потери  давления в УБТ (203 и 178 ММ, d_В=90 мм):

 

Р_УБТ=

Р_УБТ=

 

4. Потери  давления в бурильных трубах:

 

Р_БТ=

Р_БТ=

5. Потери  давления в затрубном  пространстве:

 

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПБТ=

 
 
 

Р_ЗПБТ=

 

6. Потери давления в обвязки буровой установки:

 

Р_ОБВ=

Р_ОБВ=

 

Общие потери в системе  циркуляции составляют: 

 Р=Р_q+ Р_Т+ Р_УБТ+ Р_БТ+ Р_ЗПУБТ+ Р_ЗПБТ+ Р_ОБВ

 Р=1,2+16,7+1,03+4,5+0,038+0,11+1,34=24,9 МПа

 Р>P_H   24.9>11.44 

Произведем  перерасчёт: 

Q=

 

Полученная  производительность обеспечивается двумя  насосами на втулках 150 мм при  =0,9, Р_Н=16,2 МПа. Таким образом, при бурении в данном интервале не выполняется условие успешного выноса выбуриваемой породы геологических свойств раствора.

 

  Интервал 950-1500 м

1. Потери давления в долоте:

 

P_q=

P_q=

 
 

2. потери  давления в турбобуре 3ТСШ-195:

 

Р_Т=

Р_Т=

 

3. Потери  давления в УБТ (178 мм, d_В=90 мм):

 

Р_УБТ=

Р_УБТ=

 

4. Потери  давления в бурильных  трубах:

 

Р_БТ=

Р_БТ=

5. Потери  давления в затрубном  пространстве:

 

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПБТ=

Р_ЗПБТ=

 

6. Потери  давления в обвязки  буровой установки:

 

Р_ОБВ=

 
 
 

Р_ОБВ=

 

Суммарные потери в интервале 950-1500: 

 Р=Р_q+ Р_Т+ Р_УБТ+ Р_БТ+ Р_ЗПУБТ+ Р_ЗПБТ+ Р_ОБВ

 Р=3,94+9,65+0,66+3,45+0,64+0,89+0,75=19,98 МПа

 Р>P_H 19,98>15,2 

Произведем  перерасчёт: 

Q=

л/с 

Полученная  производительность обеспечивается двумя  насосами на втулках 140 мм при  =0,9. Фактическая производительность составит Q_Ф=41,2 л/с, Р_Н=17,84 МПа.

 

Из  расчёта видно, что  при бурении под  эксплуатационную колонну  турбинным способом не выполняется условие  успешного выноса выбуриваемой породы. 

Скорость  бурового раствора в  затрубном пространстве составит: 

, м/с 

, м/с 

что вполне удовлетворительно.

Остальные условия промывки выполняются, т.е. очистка  забоя и обеспечение работы турбобур.

Таким образом, для интервала 950-1500 м принимаются  цилиндровые втулки с диаметром 140 мм (2 насоса). Q_Ф=41,2 л/с, Р_Н=17,84 МПа. 

Интервал 1500-2818 м

1. Потери давления в долоте при двух насадках долота диаметром 14 мм:

 
 

P_q=

P_q=

 

2. Потери  давления в УБТ (178 мм, d_В=90 мм):

Р_УБТ=

Р_УБТ=  
 
 

3. Потери  давления в бурильных  трубах:

 

Р_БТ=

Р_БТ=