Материал: НЕФТЯНОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
R |
н |
0,65 0,2159 0,5 0,07м |
|
|
М |
у |
0,20 0,07 103 14,0Нм \ кН |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
G |
|
|
|
0,80 200 10 |
3 |
|
160,0кН |
|||||
с |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
М |
0 |
550 0,2159 118,8Нм |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
G |
П |
30кН |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
3 |
) |
|
|
|
|
|
|
2(0,075 |
0,062 |
0,0685м |
|||||
П |
|
2 |
0,062 |
2 |
) |
|||||||
|
|
|
|
|
|
3(0,075 |
|
|
||||
М |
|
|
30 10 |
3 |
0,1 0,0685 205,5Нм |
|||||||
|
П |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
М В 14,0 160,0 118,8 205,5 2564,3Нм
Определяется необходимый момент, который возникает при работе долота по формуле:
M Д М у Gc M0 (53)
где, Мд – вращающий момент при работе долота, Нм Интервал 0-715 м:
M |
Д |
14.0 54.0 162.4 2236.0Нм |
|
|
Интервал 715 - 1830 м:
M Д 14.0 43,2 118,8 723,6Нм
Интервал 1830 - 2560 м:
M |
Д |
14.0 160,0 118,8 2359,0Нм |
|
|
После расчетов Мд и nτ считается, что Мв = Моп (Мв = Мд+дМ или Мв =
Мд), а nτ = nоп (здесь: Моп и полвращающий момент и частота вращения валатурбобура при его максимальной мощности).
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
По расчетным значениям Qтн, Мв и nτ осуществляется первичный выбор забойного двигателя. По формулам пересчета уточняются полученные величины.
М |
|
|
М |
сп |
Q |
2 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
оп |
|
|
Тн |
|
пж |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
оп |
|
|
Q |
2 |
|
|
|
||
|
|
|
|
сп |
сп |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
, Нм (54)
где: Мопсп, Qсп, ρсп – справочные величины.
|
|
|
Q |
n |
cп |
|
п |
|
тн |
|
, об \ мин |
||
оп |
Q |
|
||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
(55) |
||
|
|
|
|
сп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где: nсп – справочная величина.
Интервал 0-600 м:
|
|
|
2400 55 |
2 |
1173 |
|
|||
М |
|
|
|
2851Нм |
|||||
оп |
55 |
2 |
1000 |
||||||
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|||||
п |
|
|
55 12 |
725об \ мин |
|
оп |
55 |
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
По результатам расчета приняты типы забойных двигателей таблица 24.
Таблица 24 - Технические характеристики выбранных двигателей
Интервал, м |
Шифр турбобура |
Q, л\с |
Моп, Нм |
nоп, об\мин |
|
|
|
|
|
0-715 |
Т12РТ-240 |
55,0 |
2400 |
720,0 |
|
|
|
|
|
715-1830 |
ЗТСШ1-195 |
30,0 |
1480 |
396,0 |
|
|
|
|
|
1830-2560 |
Д-1-195 |
30,0 |
3100 |
90,0 |
|
|
|
|
|
2.7 Расчет диаметра насадок долот
Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных
регуляторов гидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
80 |
2 |
|
|
|
|
|
|
P |
|
|
2 |
|
Д |
|
2 |
||
|
|
|
|
|
(56)
где: ρд – перепад давления в долоте, МПа; μ – коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в
промывочном узле лдолота; μ=0,95
Определяется диаметр насадок долот (9).
|
|
|
4 |
|
Q |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
d |
н |
|
П К |
|
2 |
2 |
Р |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
н |
|
Д |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
(57)
где: dн – диаметр насадок долота, м;
П =3,14;
Кн – число насадок долота , шт.
Интервал 0-716 м:
|
|
1173 80 |
2 |
|
|
|
|||||||
P |
|
|
|
4.2МПа |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|||
Д |
|
|
|
2 0.95 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
dн |
|
|
4 |
|
|
|
|
|
1173 0,0552 |
|
|
0,017м |
|
3,14 |
3 |
|
|
|
2 0,95 4,2 106 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Расчет остальных интервалов аналогичен и результаты представлены в таблице 25.
Таблица 25 - Диаметр насадок долота по интервалам условно
одинаковой буримости
Интервал, м |
Кн шт |
Рд. МПа |
ρ, кг \м3 |
dн, м |
|
|
|
|
|
50-715 |
3 |
4,2 |
1173 |
0,017 |
|
|
|
|
|
715-1830 |
2 |
4,0 |
1122 |
0,016 |
|
|
|
|
|
1830-2560 |
3 |
4,2 |
1188 |
0,013 |
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.8 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров
промывочной жидкости
При выборе типа бурового раствора необходимо, чтобы соответствие составов бурововых растворов разбуриваемых пород было на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Буровой раствор следует выбирать в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия горных пород с промывочной жидкостью.
Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:
1.направление и кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;
2.эксплуатационная колонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.
В соответствии с требованиями \3\ плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.
Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:
БР |
|
К |
3 Рпл |
|
||
g |
Lк |
(58) |
||||
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||
где: ρБР- плотность бурового раствора, кг\м3;
К3 – коэфициент запаса \12, таблица 5.1\;
ρпл – пластовое давление, Мпа;
Lк – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления,м.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Рпл РДИФ
БР |
g L |
|
|
|
к |
(59)
где: РДИФ- допустимое дифференциальное давление в скважине, Мпа \11,
таблица 5.1\
Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.
Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) \11\.
Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле:
PY 0.0085 |
БР |
7, Па |
|
|
(60)
Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:
Р Y (0.004 0.005))Y Р, Пас
(61)
Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.
Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная