Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

.

.

.

Сумма потери давления в поверхностной обвязки буровой определяется по формуле

Σ∆Робв =(а_с + а_ш + а_в + а_вт + а_м)×Q²× (2.48)

где а_с - коэффициент потери в стояке;

а_ш - коэффициент потери в шланге;

а_в - коэффициент потери в вертлюге;

а_вт - коэффициент потери в ведущей трубе;

а_м - коэффициент потери в манифольде.

Коэффициенты потерь давления в поверхностной обвязки буровой берутся из таблицы 4.4 [4]. Рассчитанное значение Σ∆Робв представлено в таблице 2.18.

Суммарные потери давления определяется по формуле:

SDР=SDР_обв+SDР_кп+SDР_СБТ+DР_УБТ+SDР_Д (2.49)

где SDР_обв - суммарные потери давления в поверхностной обвязки буровой;

SDР_кп - суммарные потери давления в кольцевом пространтстве;

SDР_СБТ - потери давления в бурильных трубах;

DР_УБТ - потери давления в УБТ;

SDР_Д - потери давления в долоте.

Таблица 2.18

Потери давления в элементах циркуляционной системе

КП - кольцевое пространство, внутр.- внутри трубы, структр.- структурный режим, турбол.- турбулентный.

Суммарные потери давления при бурении под эксплуатационную колонну:

SDР = SDР_обв + SDР_кп + SDР_СБТ + DР_УБТ + SDР_Д = 0,11 + 0,77 + 1,74 + 1,34

+ 10,11 = 13,5 МПа

Суммарные потери давления на остальных участках рассчитываем аналогично, результаты запишем в табл. 2.19.

Таблица 2.19

Суммарные потери давления

2.7.2 Выбор бурового насоса

Для выбора бурового насоса, необходимо определить полезную мощность для прокачки раствора при бурении по формуле:

 (2.50)

где - полезная мощность, кВт;

- подача насосов, м³/с;

- давление насосов, МПа.

Приведем пример для бурения под эксплуатационную колонну:

Остальные значения полезной мощности рассчитываются аналогично. Результаты расчета приведены в табл. 2.20.

Общие гидравлические потери при промывке эксплуатационной скважины составляют =13,5 МПа. Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении.

Таблица 2.20

Полезная мощность для прокачки раствора

По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуются насосы, развивающие производительность Q ³ 0,017 м³/с при давлении Р ³ 13,5 МПа. Наиболее подходящим буровым насосом, согласно его технической характеристике, является насос типа У8-7МA2. Для бурений под эксплуатационную и промежуточную колонны, применяется только 1 насос, а для бурения под кондуктор применяются 2 бурового насоса, хотя не хватает мощности 55,89 кВт.

Таблица 2.21

Параметры бурового насоса У8-7МА2

2.7.3 Расчет рабочих характеристик турбобура 3ТСШ1-195

При расчете рабочих характеристик турбобура пользуемся формулой (2.49) а также формулами (2.50)-(2.52) [1]:

,(2.50)

,(2.51)

,(2.52)

Подставим соответствующие данные в выражения (2.49)-(2.52) и получим:

Частота вращения n_х будет равна

n_х=2×n_O=2×404,7=809,4 об/мин

Тормозной момент М_ТОР=2×М_Т=2×1905,49=3526,88 Н∙м

Потери давления в долоте рассчитаем по формулам (2.48)-(2.49):

Далее необходимо рассчитать гидравлическую нагрузку на опору по формуле:

(2.53)

где D_C и D_В - средний диаметр проточной части турбины и диаметр вала турбобура соответственно, D_c=129 mm; D_в=135 мм;

В - вес вращающихся частей турбобура, Н.

Вес вращающихся частей турбобура рассчитывается по формуле [9]:

B = 0,5×G_m,(2.54)

где G_m - вес турбобура.

Для расчета потерь крутящего момента в опорах турбобура необходимо найти средний диаметр вращения R_cp по формуле [1]:

(2.55)

где D₁ и D₂ - соответственно внутренний и наружный диаметр диска пяты.

Для ЗТСШ1-195 R₁=62 мм; R₂=74,5 мм, подставим эти данные в выражение (2.53) и получим:

Рассчитаем удельный момент в опоре

М_удоп=µ×D_cp=0,1×0,068=6,84 Нм/кН

Потери крутящего момента в опоре рассчитываются по формуле [1]:

(2.56)

Потери крутящего момента на вращение ненагруженного долота рассчитаем по формуле:

M_X=550×D_о=550×0,2159=118,8 Нм

Тогда суммарные потери крутящего момента будут равны

Найдем разгонную частоту вращения вала по формуле:

 (2.57)

Минимальную устойчивую частоту вращения определяем в долях от n_р,

n_у=0,35×n_p(2.58)

Удельный момент на долоте для трехшарошечного долота, пород средней твердости М_уд=7 Н∙м/кН.

Наибольшую нагрузку на долото, соответствующую наименьшей частоте вращения, определим по формуле [1]:

 (2.59)

Вычислим значения М_В, М_Д, n_В, N_В, N_Д при последовательно возрастающих значениях G_Д. Прежде всего, отмечаем характерные точки G_di:

кН; 147,5 кН; 200 кН.

Кроме того, выделим по две точки в окрестности G_Г и разобьем весь интервал изменения G_Д через каждые 30 кН.

Далее расчет ведем по перечисленным ниже формулам [9].

, (2.60)

, (2.61)

, (2.62)

При G_i>G_Г:

, (2.63)

, (2.64)

При G_i<G_Г:

, (2.65)

, (2.66)

Результаты расчета занесем в таблицу 2.22.

Таблица 2.22

Результаты расчета рабочих характеристик турбобура

По результатам расчетов, произведенных в п. 2.7, составляем таблицу 2.22 с учетом опыта разбуривания данной площади.

Таблица 2.23

Проектный режим бурения

2.8 Расчет и подбор обсадных колонн

Обсадные колонны должны удовлетворять условиям прочности от сминающих нагрузок (в случае уменьшения давления внутри колонны при газонефтепроявлении или эксплуатации скважины) и от внутренних (при опрессовке, работах по интенсификации пласта и т.п.). Распределение наружного и внутреннего давлений между граничными точками принимается линейным. Поскольку скважина вертикальная, и она планируется на добычу нефти, повышенная герметичность не требуется, поэтому применяем обсадной колонны с треугольной резьбой.

2.8.1 Расчет обсадных колонн на прочность при растяжении

Необходимо определить количество труб, необходимых спустить в каждом интервале. Оно определяется по формуле:

, (2.67)

где N- количество обсадных труб;

Н- глубина спуска обсадных труб, м;

- длина обсадной трубы=11м.

После этого, определяем вес обсадной колонны по формуле:

, (2.68)

где Р - вес обсадной колонны, Н;масса 1 м обсадной трубы с учетом муфты, кг/м;ускорение свободного падения = 9,81 м/с².

Критическая сила определяется по формуле:

, (2.69)

где -критическая сила, Н;

- наружной диаметр обсадной трубы, м;

- внутренний диаметр обсадной трубы, м;

- предел текучести обсадной трубы из табл. 2. , МПа.

Таблица 2.24

Предел текучести сталей

По справочнику буровика [5] находим страгивающую нагрузку (Р_с) на резьбовые соединения и сведем на табл. 2.25.

Приведем пример расчета для эксплуатационной колонны по формуле (2.67), (2.59), (2.60):