Выбор способа бурения, типа привода долота и бурового насоса.

На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.

При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.

Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям:

1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;

3. Крутящий момент не менее чем на 20 % больше заданного, необходимого для разрушения породы;

M_тзд=M_т ;

M_д=G·M_у;

M_у=bD_д² ;

M_тзд≥1,2M_д;

4.2.1 Направление I 0-15:

Бурение под направление I осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

D_т=240 мм;

Q_нт =32 л/с;

ΔР_нт =3,3 МПа;

l=16 м;

М_тт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Q_н:

M_т=3,3· =26,1 кН·м;

M_у=0,1·49² ;

M_д=27,16·27,92=758,31 Нм;

26,1≥1,2·0,75831 кН;

26,1≥0,91 кН;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление I.

4.2.2 Направление II 15-60:

Бурение под направление II осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

D_т=240 мм;

Q_нт =32 л/с;

ΔР_нт =3,3 МПа;

l=16 м;

М_тт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Q_н:

M_тзд=3,3· =25,622 кН·м;

M_у=0,12·39,37² ;

M_д=80,7·21,63=1745,5 Нм;

25,622≥1,2·1,7455 кН;

25,622≥2,095 кН;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление II.

4.2.3 Кондуктор 60-530:

Бурение под Кондуктор осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

D_т=240 мм;

Q_нт =32 л/с;

ΔР_нт =3,3 МПа;

l=16 м;

М_тт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Q_н:

M_тзд=3,3· =6,99 кН·м;

M_у=0,16·29,53² кН·м;

M_д=225,8·14,35=3240 Нм;

6,99≥1,2·3,24 кНм;

6,99≥3,89 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под кондуктор.

4.2.4 Эксплуатационная колонна 530-2357:

Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем забойный двигатель типа Д2-195:

D_зд=195 мм;

Q_нт =25-35 л/с;

ΔР_нт =4,3-6,7 МПа;

l=6535 мм;

М_тт =5,2 кНм;

n_зд=100 об/мин;

M_тзд=5,2· =4,4526 кНм;

M_у=0,28·21,59² ;

M_д=180·15,425=2776,5 Нм;

4,4526 ≥1,2·2,7765 кНм;

4,4526 ≥3,3318 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под эксплуатационную колонну.

4.3 Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора, расчет перепадов давления в бурильной колонне и определения давления на выкиде насоса.

;

Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости в трубах и кольцевом канале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критического числа Рейнольдса течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному.

Если число Рейнольдса движения жидкости в трубах или кольцевом пространстве больше вычисленного критического значения, то режим турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.

Re_кр=2100+7,3Не^0,58;

;

d_г=D_c-D_нарБК;

Re_кп= ;

;

При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

внутри труб

;

в кольцевом пространстве

;

коэффициенты гидравлического сопротивления

;

;

где k – шероховатость;

k=3·10^{-4 м – для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства;}

k=3·10^{-3 м – для не обсаженных участков затрубного пространства;}

В случае структурного режима течений формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид:

;

;

- коэффициенты, значения которых можно определить предварительно вычислив число Сен-Венана;

;

;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются по формуле:

;

Потери давления в наземной обвязке находится по формуле:

;

Перепад давления в турбобуре вычисляется исходя из кинематического подобия по формуле:

Р_тзд=ΔР_т ;

В случае если для промывки скважины используется техническая вода:

;

или

;

λ=64/Re при Re≤2320;

λ=96/Re при Re≥2320;

;

или

;

Критическая плотность бурового раствора:

;

;

= ΔР_КПЗД+ ΔР_КПУБТ+ ΔР_КПБТ - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве.

Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора:

4.4.1 Направление I 0-15 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

d_г=519,4 -203=316,4 мм;

;

Re_кр=2100+7,3 ·(3243530,304)^0,58=45722,78;

За утяжеленными бурильными трубами:

;

Место	Reкр	Reкп	Режим точения
За утяжеленными бурильными трубами	45722,78	16340,5	Структурный

За утяжеленными бурильными трубами:

β_кп = 0,8;

Направление II 15-60 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

d_г = 417.322 - 203 =214,322 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(1488259)^0,58=29864.

За бурильными трубами в необсаженной части:

d_г = 417,322 - 127 =290,322 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(2730894)^0,58=41580.

За бурильными трубами в обсаженной части:

d_г = 416 - 127 =289 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(2706080)^0,58=41372.

За утяжеленными бурильными трубами:

За бурильными трубами в необсаженной части:

За бурильными трубами в обсаженной части:

Место	Reкр	Reкп	Режим течения
За УТБ			Структурный
За ТБПК в необсаженной части			Структурный
За ТБПК в обсаженной части			Структурный
За ВЗД			Структурный

За УБТ:

β_кп =0,8;

За ТБПК в необсаженной части:

β_кп =0,8;

За ТБПК в обсаженной части:

β_кп =0,8;

Местные потери давления в ТБПК в обсаженной части:

1,08 < 2,6 – условие выполняется.

За ВЗД:

d_г = 177,322 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(1018756)^0,58=24385;

β_кп =0,74;

4.4.2 Кондуктор 60-530

За забойным двигателем:

d_г=304,2 - 240=64,2 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(133541)^0,58=8958.

За УТБ:

d_г=304,2 - 203=101,2 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(331823)^0,58=13726.

За ТБПК в необсаженной части:

d_г=304,2 - 127=177,2 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(1017355)^0,58=24367.

За ТБПК в обсаженной части:

d_г=314,5 - 127=187,5 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(1139063)^0,58=25875.

За забойным двигателем:

За УТБ:

За ТБПК в необсаженной части:

За ТБПК в обсаженной части:

Место	Reкр	Reкп	Режим течения
За ЗД			Турбулентный
За УТБ			Структурный
За ТБПК в необсаженной части			Структурный
За ТБПК в обсаженной части			Структурный

За ЗД:

За УТБ:

β_кп =0,6;

За ТБПК в необсаженной части:

β_кп =0,7;

За ТБПК в обсаженной части:

β_кп =0,7;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части:

ΣΔP_М=31,85+280,22=312,07 Па;

ΣΔP_кп=2578,35 + 49,40 +41212,5121 + 5485,7 + 312,07 =54529,3421 Па;

1080 < 2589 - гидроразрыва пласта не будет.

Эксплуатационная колонна 530 – 2357 м.

За ВЗД:

d_г=222,4-195=27,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·24649^0,58=4674;

За УТБ:

d_г=222,4-178=44,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·64724^0,58=6605.

За ТБПК:

d_г=222,4-127=95,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·298809^0,58=13041.

За ЛБТ в необсаженной части:

d_г=222,4-129=93,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·286412^0,58=12775.

За ЛБТ в обсаженной части:

d_г=237,1-129=108,1 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·383662^0,58=14748.

За ВЗД:

За УТБ:

За ТБПК:

За ЛБТ в необсаженной колонне:

За ЛБТ в обсаженной части:

Место	Reкр	Reкп	Режим течения
За ВЗД			Структурный
За УТБ			Структурный
За ЛБТ в необсаженной части			Структурный
За ТБПК		4302,9	Структурный
За ЛБТ в обсаженной части			Структурный

За ВЗД:

β_кп =0,3;

За УТБ:

β_кп =0,5;

За ТБПК:

β_кп =0,7;

За ЛБТ в необсаженной части:

β_кп =0,7;

За ЛБТ в обсаженной части:

β_кп =0,75;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части:

ΣΔP_М=12591,23+1986 + 1398,3=15975,53Па;

ΣΔP_кп=57241 + 81081,08 +1101254,206 + 854987 + 462125,3406 + 15975,53=2568986,431 Па;

- гидроразрыва пласта не будет.

Определение потерь давления внутри бурильной колонны

Направление II 15 – 60 м.

УБТ:

d_г=151,5 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·743653^0,58=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

d_г=117,8 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·449610^0,58=15967;

- турбулентный режим течения.

Определение потери давления в устьевой обвязке:

ΔP_ОБ = (1,1·10⁵ + 0,3·10⁵ +0,3·10⁵ +0,4·10⁵) · 1080 · 0,0858² = 1,67МПа;

ΔP_Г =2208МПа;

Кондуктор 60 – 530 м.

УБТ:

d_г=151,5 мм;

Re_кр=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

d_г=117,8 мм;

Re_кр=15967;

- турбулентный режим течения.

ΔP_ОБ = 455196,672Па;

ΔP_Г =(1-0,9956)(2,6-1,08) ·10·500 = 38000Па.

Эксплуатационная колонна 530 – 2357 м.

УБТ:

d_г=129 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·546357^0,58=17626;

- структурный режим течения.

β_т =0,7;

ЛБТ:

d_г=118 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·457153^0,58=16101;

- структурный режим течения.

β_т =0,7;

ТБПК:

d_г=117,8 мм;

Re_кр=15967;

- структурный режим течения.

β_т =0,7;

ΔP_ОБ = 161834,4Па;

ΔP_Г =(1-0,9987)(2,6-1,14) ·10·2290 =43464,2Па.

Направление II 15-60 м.

ΔP = 4044,4+241757,0102+1,07+0+1670000+25622000+2208 = 27540010,48Па ≈ 27,54МПа ≈ 27,6МПа.

Кондуктор 60 – 530 м.

ΔP = 54217,2721+1047329,34+312,07+0+455196,672+6985440+38000 = 8580495,354Па ≈ 8,58МПа ≈ 8,6МПа.

Эксплуатационная колонна 530 -2357 м.

ΔP = 2553010,901+2046782,525+15975,53+34200+161834,4+5300000+43464,2 = 10155267,56Па ≈ 10,2МПа.

+

Сумма потерь давления во всех элементах циркулярной системы за исключением потерь давления в долоте.

Резерв давлений, который может быть реализован в долоте:

ΔP_Д = 0,75ּ18,6 – 10,2 = 3,75МПа.

При υ_Д < 80 м/с нельзя использовать долото с гидромониторным эффектом для бурения данного интервала.

Рабочее давление в насосах:

P = 10,2ּ10⁶+6,897ּ10⁶ = 17,097МПа ≈ 17,1МПа.

Вывод: выбранный насос подходит, т.к. давление расчётное =17,1 МПа меньше давления насоса НБТ-600 18,6 МПа (с диаметром втулок 140мм).

Список используемой литературы

1. Отчетные материалы производственно-технического и геологического отделав бурового предприятия.

2. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении/ Е.Г. Леонов, И.И. Исаев// - М.: Недра, 1987.-304 с.

3. Маковей Н. Гидравлика бурения/ Н. Маковей// - М.: Недра, 1986.-536 с.

4. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин// - М.: Недра, 2000.- 489 с.

5. Графическое приложение

Зависимость давления от длины канала циркуляции:

1 – турбобур с долотом;

2 - утяжеленные бурильные трубы;

3 - бурильные трубы;

4 – обсадная колонна.

Определим дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений.

Гидростатическое давление раствора без шлама:

Р _с= ρ_пж·g·H;

Р _с=1140·10·2290=26100000≈26,1 МПа;

Гидростатическое давление с учетом шлама:

Р`_с=φ·ρ _пж·g·H+(1-φ) ρ_ш·g·H;

Р`_с=0,9987·1140·10·2290+(1-0,9987) ·2600·10·2290=26150000≈26,15 МПа.

0 – a`- b` - d`` - график изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции;

e – k` - m` - s` - P_н – график изменения давления от забоя скважины до насоса.