ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ

Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой

Таблица 3 - Источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Примечание:

* Групповой рабочий проект на строительство разведочно-эксплуатационных скважин для хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения на кустовых (индивидуальных) площадках Крапивинского месторождения.

** согласно транспортной схемы.

ВВЕДЕНИЕ

Данный дипломный проект выполнен на основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП ЗАО «Сибирская Сервисная Компания».

В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:

1) Геолого-геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.

2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.

3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.

4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.

5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.

6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.

7) Специальная часть: вопросы связанные с решением проблем вторичного вскрытия продуктивного пласта при использовании гидромеханических щелевых перфораторов.

Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1
Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 1.1

1.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.2

1.3. Нефтегазоводоносность, пластовые давления и температуры

Таблица 1.3 - Нефтеносность

Примечание: *- максимальное значение дебита при испытании.

Таблица 1.4 - Водоносность

Таблица 1.5 - Давление и температура по разрезу скважины (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазве-дочным данным, ПГФ- геофизическим исследованиям, РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)

1.4 Условия бурения. Осложнения при бурении

Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора

Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления

Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны

1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

Таблица 1.10 - Геофизические исследования

Примечание: *) исследования проводятся в одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

Исходные данные:

1. Глубина скважины по вертикале (Н), м 2750

2. Отход (А), м 1500

3. Длина вертикального участка (h₁
), м 200

4. Глубина спуска кондуктора (L), м 650

Способ бурения – турбинный

Выбираем 4-х интервальный профиль с участками – вертикальный, набора, стабилизации, спада зенитного угла.

Набор зенитного угла осуществляется при бурении под кондуктор.

Определим вспомогательный угол a' по формуле

(2.1)

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше a',

a_ор
= a'+5⁰
= = 35⁰
.

Выберем угол вхождения в пласт a_к
=20⁰
.

Средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…35⁰
составит R₁
= 700 м.

Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 35⁰
до 20⁰
равен

Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле:

где A₁
= A+R₂
(1-cos a_к
)=1500+2225(1-cos20⁰
)=1634 м

H₁
= H+R₂
sin a_к
= 2750+2225 sin20⁰
= 3511 м

Подставляя полученные значения находим a = 34⁰

Находим длины участков ствола скважины ℓ_i
и их горизонтальные a_i
и вертикальные h_i
проекции.

1. Вертикальный участок

а₁
= 0; h₁
= 200 м; ℓ₁
= h₁
= 200 м

2. Участок набора зенитного угла

a₂
= R₁
(1-cos a) = 700(1-cos 34⁰
) = 120 м

h₂
= R₁
sin a = 700 sin 34⁰
= 391,4 м

ℓ₂
= R₁
a/57,3 = 700×34/57,3 = 415,4 м

3. Участок стабилизации

a₃
= h₃
×tg a = 1675,4×tg 34⁰
= 1133 м

h₃
= H₁
– (h₁
+h₂
+h₄
) = 2750 - (200+391,4+483,2) = 1675,4 м

ℓ₃
= h₃
/cos a = 1675,4/cos 34⁰
= 2020,9 м

4. Участок спада зенитного угла

a₄
= R₂
(cos a_к
- cos a) = 2225(сos 20⁰
- cos 34⁰
) = 246,2 м

h₄
= R₂
(sin a - sin a_к
) = 2225(sin 34⁰
- sin 20⁰
) = 483,2 м

ℓ₄
= R₂
(a-a_к
)/57,3 = 2225×(34-20)/57,3 = 543,6 м

Таблица 2.1 - Результаты расчётов

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим по графику совмещенных давлений.

Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.

Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ∆=5÷10 мм,

где D_м
= 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: D_к
=D_д
+2×δ, где δ – зазор между долотом и внутренней поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

D_к
=0,2159+2^.

6^.

10³
=0,2279 м

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

D_д.к
=0,270+2^.

8^.

10^-3
=0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Конструкция скважины

2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3.

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3 - Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

2.3.1
Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор

- пластовое давление:

=

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

- плотность бурового раствора:

С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята .

Бурение под эксплуатоционную колонну:

Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

- плотность бурового раствора:

в интервале 1200-2500 м

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

- плотность бурового раствора:

.

в интервале 2500-2650 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

- плотность бурового раствора:

.

Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см²
.

- плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см²
:

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см³
.

Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

- плотность бурового раствора:

.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 25…30 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см³
за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см³
за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Параметры бурового раствора

2.3.2
Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.

Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:

V_скв
= 0,785(Д_к
^{2 .}

L_к
+ d_Д
²
(L₂
- L_к)
^.

К_к1
+ d_Д
²
(
L_c
-L₂₎
^.

К_к2)
= 0,785(0,2267^{2 .}

690 + 0,2159^{2 .}

(2557 – 690) ^.

1,7 + 0,2159²
(3180 – 2557) ^.

1,1)=208 м³

где:

Д_к
- внутренний диаметр кондуктора, м;

L_к
- глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L₂
- начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К_к2
;

L_c
- глубина скважины по стволу, м;

d_Д
- диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

К_к1
, К_к2
- коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V_скв
= 416 м³
.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м³
.

2.4 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Исходные данные:

1) Скважина наклонно-направленная

2) Профиль четырёх интервальный

3) Глубина скважины по вертикали (Н_с
), м 2750

4) Глубина вертикального участка (Н_в
), м 200

5) R₁
= 700 м, R₂
=2225 м, L=3180 м

6) Диаметр турбобура (Д_т
),м 195

7) Вес турбобура (G_m
), Н 47900

8) Длина турбобура (ℓ₁
), мм 25700

9) Диаметр долота (Д_д
), мм 215,9

10) Перепад давления в турбобуре (DР_т
), МПа 3,9

11) Плотность бурового раствора (r), кг/м³
1150

2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Д_бт
= 127 мм.

т.к. 0,71 < 0,75 ¸0,85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ Æ159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

(2.3)

Находим ℓ_кр
= 45,8 м; Р_кр
^III
=93088,7 Н

Определяем длину УБТ ℓ₀
,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

ℓ_УБТ
= 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

(2.6)

где q₀
– вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀
= 262 н/м;

G_сбт
– полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

ℓ_ЛБТ
= Н_скв
- ℓ_УБТ
- ℓ_СБТ
= 3180 – 72 – 504 = 2604 м

принимаем ℓ_ЛБТ
= 2616 м (109 свечей).

2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Т_в
= Т_н
ехр(Da×f)+ b×q×ℓ×exp(0.5Da×f)×(cos`a±fsin`a), (2.7)

где f – коэффициент сопротивления движению;

b - коэффициент учитывающий Архимедову силу;

a - средний зенитный угол;

“ - ” – участок набора зенитного угла.

f = 0,18 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны

Для примера приведём расчёт Т_в
для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.

Т_В2-3
= 203,4×10³
ехр (0×0,18) +262×32,4×0,86×ехр (0,5×0×0,18)×(cos34+0,18×sin34) = 210,18 кН.

Далее проводится проверка условия s_сум
£ [s ], (2.8)

Где

Исходные данные для расчёта

Р_н
= 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2,1·10¹¹
Па

R₁
= 700

n = 1,45

s_т
= 300 МПа

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчётов

_сум

Следовательно условие прочности выполняется.

2.5.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры.

Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2) Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

· турбобур 3ТСШ1-195;

· УБТ Æ 178 мм – 10 м;

· ТБПВ 127х9;

· ЛБТ 147х9;

4) Параметры промывочной жидкости:

· r = 1100 кг/м³
;

· УВ = 25¸30 сек;

· ПФ = 5¸6 см³
/30мин.

Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

Примечание:

1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду
IADC
437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.

2.6.2
Выбор расхода промывочной жидкости

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

(2.13)

где q = 0,65 м/с – удельный расход;

F_з
– площадь забоя;

(2.14)

где D_д

– диаметр долота.

D_д

= 215,9 мм;

м²
;

м³
/с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

(2.15)

где U_oc
– скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп
– площадь кольцевого пространства, м²
;

(2.16)

где d_ш
– средней диаметр крупных частиц шлама;

r_п
– плотность породы, кг/м³
;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м³
.

d_ш
=0,0035+0,0037×D_д

; (2.17)

(2.18)

где D_тр
– диаметр турбобура, м.

d_ш
=0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м/с;

м²
;

м³
/с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где М_уд
– удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

М_с
– момент турбобура при расходе Q_c
жидкости r_с
;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

М_g
= 1200 Нм; Q_c
= 0,03 м³
/с; r_с
= 1000 кг/м³
; r = 1100 кг/м³
, М_с
=1500 Н/м.

м³
/с.

Из трех расходов Q₁
, Q₂
, Q₃
выбираем максимальный расход: 0,03 м³
/с и далее в расчетах будем принимать этот расход.

2.6.3
Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2) легкосплавных бурильных труб;

3) соединительных элементах (замках) ЛБТ;

4) стальных бурильных труб;

5) замков СБТ;

6) утяжеленных бурильных труб;

7) турбобура;

8) бурового долота (насадки);

9) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке

DР = а×Q²
×r_ж
; (2.19)

Потери давления в стояке

a = 3,35×10⁵
Па×с²
/м³
×кг; DР = 3,35×10⁵
×0,03²
×1100 = 0,33 МПа

Потери давления в шланге

a = 1,2×10⁵
Па×с²
/м³
×кг; DР = 1,2×10⁵
×0,03²
×1100 = 0,12 МПа

Потери давления в вертлюге

a = 0,9×10⁵
Па×с²
/м³
×кг; DР = 0,9×10⁵
×0,03²
×1100 = 0,09 МПа

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,8×10⁵
Па×с²
/м³
×кг; DР = 1,8×10⁵
×0,03²
×1100 = 0,18 МПа

Потери давления в манифольде

a = 13,2×10⁵
Па×с²
/м³
×кг; DР = 13,2×10⁵
×0,03²
×1100 = 1,31 МПа

SDР_обв
=0,33+0,12+0,09+0,18+1,31=2,03 МПа

2.6.3.2
Расчет потерь давления в ЛБТ

Внутренний диаметр Д_в
= Д_н
-2d = 0,147-2×0,009 = 0,129 м

Площадь проходного сечения S = p×Д_в
²
/4= 3,14×(0,129)²
/4= 0,013 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,03/0,013 = 2,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле

где t₀
- динамическое напряжение сдвига

t₀
=8,5×10^-3
r -7=8,5×10^-3
×10^-3
×1100 –7=2,35 Па

h- структурная вязкость

h= 0,033×10^-3
r-0,022= 0,033×10^-3
×1100-0,022= 0,0143 Па×с

Т.к. Re^*
< 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле

Потери давления в ЛБТ

2.6.3.3 Потери давления в замках ЛБТ

Потери давления определяются по формуле (2.19)

где L_тр
- длина труб;

ℓ_т
- длина одной трубы

d_н
- внутренний диаметр замка

Тогда

DР = 0,29×10⁵
×0,03²
×1100=0,028 МПа.

2.6.3.4 Расчет потерь давления в СБТ

Потери давления определяются по формуле (2.20)

Внутренний диаметр Д_в
= Д_н
- 2d = 0,127-2×0,009=0,109 м

Площадь проходного сечения S = p×Д_в
²
/4= 3,14×0,109²
/4= 0,0093 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S =0,03/0,0093 = 3,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.21)

Т.к. Re < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле (2.22)

Потери давления в СБТ

2.6.3.5 Расчёт потерь давления в замках СБТ

Расчёт проводится по формулам (2.19), (2.23) и (2.24).

DР = 0,048×10⁵
×0,03²
×1100=0,0047 МПа.

2.6.3.6 Расчёт потерь давления в УБТ

Расчёт проводится по формулам (2.20) - (2.22).

S = p×Д_в
²
/4= 3,14×0,08²
/4= 0,005 м²
;

V = Q/S =0,03/0,005 = 6,0 м/с;

Т.к. Re^*
< 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений

потери давления в УБТ

2.6.3.7 Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195

Для турбобура 3ТСШ1-195 имеем r_с
=1000 кг/м³
, Q_с
= 30 л/с, DР_с
= 3,9 МПа.

По формуле подобия

(2.25)

имеем

2.6.3.8 Расчет перепада давления в долоте

где f, m_н
- площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

2.6.3.9 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ

а) Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТ_I
)

Критическая скорость определяется по формуле

Т.к. V > V_кр
, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ_I
рассчитываются по формуле

где Д_г
- гидравлический диаметр,

Д_г
= Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м

Т.к. Re^*
< 50000, то

Тогда

б) Потери давления в КП между ЛБТ и кондуктором (ЛБТ_II
).

Т.к. V > V_кр
= 1,16 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ_II
рассчитываются по формуле (2.29)

Д_г
= Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м

Тогда

2.6.3.10 Расчёт потерь давления в КП против СБТ

Т.к. V > V_кр
= 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г
= 0,2159-0,127 = 0,0889 м

Т.к. Re^*
< 50000, то

Тогда

2.6.3.11 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > V_кр
= 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г
= 0,2159-0,178 = 0,0379 м

Т.к. Re^*
< 50000, то

Тогда

2.6.3.12 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

Т.к. V < V_кр
= 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г
= 0,2159-0,195 = 0,0209 м

Т.к. Re^*
< 50000, то

Тогда

Для удобства все расчётные значения сводим в табл. 2.8

Таблица 2.8 - Расчеты результатов

2.6.4 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q³ 0,03 м³
/с при давлении Р ³ 12,7 МПа.

По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d_вт
= 170 мм –У8-6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56.

Фактическая подача определяется по формуле:

где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q – теоретическая подача.

Таблица 2.9 - Давления и подачи У8-6МА

2.6.5 Построение НТС – номограммы и определение режима работы насоса

НТС – номограмма – это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м³
/с при давлении Р ³ 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчет ведется для 3-х расходов Q₁
= 26,9 л/с; Q₂
= 30 л/с; Q₃
= 34,3 л/с и для трех глубин Н₁
= 3180 м; Н₂
= 2000 м; Н₃
= 1000 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:

- для турбулентного режима, (2.30)

- для ламинарного режима. (2.31)

2.6.5.1 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м

Таблица 2.10 - Потери давления в элементах бурильной колонны

2.6.5.2. Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м

Таблица 2.11 - Потери давления в элементах бурильной колонны

2.6.5.3 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м

Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Таблица 2.13 - Характеристика скважины

Таблица 2.14 - Характеристика турбобура

По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м³
/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.

2.6.6 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.

2.6.6.1 Определение необходимых данных для расчета

Параметры турбины n, M, DP определяются из выражений

где n_c
, M_c
, DP_c
- соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q_c
плотностью r_c
.

Из n_c
= 6,33 об/с, М_с
= 1,5 кН×м, DP_c
= 3,9 МПа

Определяем параметры турбины

Определим коэффициент трения m

Для турбобуров с шаровой опорой m = 0,05¸0,08

Выбираем m = 0,065.

Рассчитываем средний радиус трения

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Р_г
= 0,785(DP_т
× Д_с
²
+DP_д
×Д_в
²
)+В, (2.36)

где Д_с
- средний диаметр турбин турбобура

Д_в
- диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Д_в
= 0,135 м

Д₁
, Д₂
- размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д₁
= 0,149 м, Д₂
= 0,124 м.

DP_т
, DP_д
- перепад давления в турбобуре и долоте

В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5×М_т
×g+М_м
×g+М_ц
×g+M_г
×g,

где М_м
, М_т
, М_г
, М_ц
– маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g – ускорение силы тяжести

Р_г
= 0,785(4,3×10⁶
×0,130²
+2,1×10⁶
×0,135²
)+23950 =110,6кН

Из выбираем М_уд
= 6×10^-3
м

Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,

М₀
= 550Д_д
= 550×0,2159 = 118,7 Н×м

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

n_i
= n/М [ 2M-(M₀
+M_уд
×G_i
+mr / G_i
-P_г
/) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

М_д
= М_уд
×G_i
+550Д_д
(2.38)

- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре

N_i
=M_д
×n_i
×2π(2.40)

Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Результаты расчетов

2.6.7 Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.2; 2.7.1; 2.7.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.16.

Таблица 2.16 - Сводная таблица режима бурения

Из графика видно, что турбобур останавливается при n_i
< 0,4 n_p
, а при | Р_г
-G_i
| < 10 кН наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. На рис.2.3 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок (0¸100) ×10³
Н и (120¸250) × 10³
Н

2.7 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

2.7.1 Конструкция обсадных колонн

Цементный раствор от 2557 до 2750 м. Облегченный цементный раствор от 2557 до 450 м. Выше 450 м находится буровой раствор. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой ρ=1000 кг/м³
.

2.7.2 Технологическая оснастка обсадных колонн

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка представлена в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Технологическая оснастка обсадных колонн