2.5 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. Бурение под кондуктор ведется ротором.
Таблица 2.8
Компоновка бурильной колонны.
№№
|
Элементы КНБК
|
Типоразмер, шифр
|
Наружный диаметр, мм
|
Длина, м
|
Масса, кг
|
Примечание
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
1
|
Долото 259,3 мм
|
295,3
|
0,42
|
72
|
Бурение под кондуктор
|
2
|
Центратор
|
295,3
|
0,57
|
115,7
|
3
|
Колибратор
|
293,7
|
0,74
|
150
|
4
|
УБТ
|
203
|
10
|
2232
|
5
|
ТБПВ
|
127
|
|
|
1
|
Долото 215,9 мм
|
215,9
|
0,45
|
33
|
Бурение под эксплуатационную колонну
|
2
|
ГДК
|
178
|
0,4
|
65
|
3
|
3ТСШ1-195
|
195
|
25,7
|
4790
|
4
|
УБТ
|
178
|
132
|
870,5
|
5
|
ТБПВ
|
127
|
|
|
6
|
ЛБТ
|
147
|
|
|
2.6 Проектирование режима бурения
2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
Исходные данные:
Глубина скважины по стволу – 1300м;
Тип долота – III-215,9 Т-ЦВ;
Конструкция низа бурильной колонны:
долото III-215,9 Т-ЦВ;
центратор 215,9 мм;
калибратор 212,7 мм;
турбобур 3ТСШ1-195;
УБТ 178 мм – 10 м;
ТБПВ 127х9;
ЛБТ 147х9;
Параметры промывочной жидкости:
= 1100 кг/м3;
УВ = 2530 сек;
ПФ = 56 см3/30мин.
а) Выбор расхода промывочной жидкости:
– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:
где q = 0,65 м/с – удельный расход;
Fз – площадь забоя;
где Dc – диаметр скважины;
где Dд – диаметр долота.
Интервал 0 – 550 м:
Dд = 259,3 мм;
Dс = 0,2953*1,05 = 0,310 м;
м2;
м3/с.
Интервал 550 – 1300 м:
Dд = 215,9 мм;
Dс = 0,2159*1,05 = 0,227 м;
м2;
м3/с.
– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:
где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама;
Fкп – площадь кольцевого пространства, м2;
где dш – средней диаметр крупных частиц шлама;
п – плотность породы, кг/м3;
- плотность промывочной жидкости, кг/м3;
dш =0,0035+0,0037*Dд;
где Dтр – диаметр турбобура, м.
Интервал 0 – 550 м:
dш =0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м;
0,37м/с;
м2;
м3/с.
Интервал 550 –1300 м:
dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;
0,39м/с;
м2;
м3/с.
– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:
где Муд – удельный момент на долоте;
G – вес турбобура;
Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости с ;
- плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.
к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,03;
Интервал 550 – 1300 м:
Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:
G = 4790 кг; Мс = 1,5 кН*м; Qc = 0,03 м3/с; с = 1000 кг/м3;
Муд = 6 Н*м/кН; = 1100 кг/м3.
м3/с.
Из трех расходов Q1, Q2, Q3 выбираем максимальный расход: Q = 0,048 м3/с в интервале 0 – 550 м; Q = 0,026 м3/с в интервале 550 – 1300 м; и далее в расчетах будем принимать этот расход.
б) Определим перепады давлений во всех элементах циркуляционной системы:
Потери давления в ЛБТ:
Dлбт = 147 мм; t = 9 мм; lлбт = 428 м; = 1100кг/м3;
- определим динамическое напряжение сдвига - 0:
0 = 8,5*10-3*-7 = 8,5*10-3*1100-7 = 2,35 Па;
- определим динамическую вязкость раствора - ;
= (0,0040,005)* 0 = 0,005* 2,35 = 0,0118Па*с;
- определим скорость течения потока – U;
где Q = 0,026 м3/с – выбранный расход;
S – площадь рассматриваемого сечения;
м2;
1,2 м/с;
- определим число Ренольдса в ЛБТ (Re):
3159;
- определим коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ ():
0,027;
- потери давления в ЛБТ ():
0,07 Мпа;
Результаты расчетов S, U, Re, , сводим в таблицу 2.9.
Потери давления в СБТ:
Dcбт = 127 мм; t = 9 мм; lcбт = 720 м; S = 9.3*10-3 м2; = 1100кг/м3;
Динамическое напряжение сдвига – 0 и динамическая вязкость раствора – , остаются без изменения. 0 =2,35 мПа; = 0,0118 Па*с.
- определение скорости течения потока жидкости (U):
м/с;
- определим число Рейнольдса в СБТ (Re):
;
- определим в СБТ:
;
- потери давления в СБТ ():
0,65МПа;
Потери давления в турбобуре 3ТСШ1-195:
Потеря давления в долоте
– Определим перепад давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины, где Dc = 0,227 м; Dн = 0,195 м – наружный диаметр забойного двигателя; Lзд = 26 м. Методика расчетов аналогична. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8.
Перепад давления в кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично.
- Определим перепад давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = Lк = 550 м; Dc = Dвнк = 0,2267 м – внутренний диаметр кондуктора;
Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 2.9.
- Определим перепад давления в замках ЛБТ по формуле:
где р – коэффициент, используемый при расчете;
где Dвн = 0,129 м – внутренний диаметр ЛБТ 147х9;
dн = 0,110 м – внутренний диаметр ниппеля;
lт = 12 м – длина трубы ЛБТ;
Результаты заносим в таблицу 2.9.
- Определим потери давления в поверхностной обвязке буровой по формуле:
где а – коэффициент потери давления;
Определим потери давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде:
Суммарные потери в поверхностной обвязке буровой:
Общие потери равны:
Таблица 2.9
Расчеты результатов
Элементы циркуляционной системы
|
L, м
|
d, мм
|
D, мм
|
S, м2
|
U, м/с
|
Re*
|
|
, МПа
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
Манифольд
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,1
|
Стояк
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,03
|
Грязевый шланг
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,02
|
Вертлюг
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,03
|
Квадрат
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,02
|
ЛБТ
|
428
|
129
|
147
|
0,013
|
1,2
|
3159
|
0,027
|
0,07
|
СБТ
|
720
|
109
|
127
|
0,009
|
2,7
|
6699
|
0,025
|
0,65
|
УБТ
|
132
|
90
|
178
|
0,006
|
4,7
|
18247
|
0,022
|
0,41
|
Турбобур
|
26
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
5,10
|
Долото
|
–
|
–
|
f = 2,87*10-4 м; u = 0,94
|
6,06
|
к.п. турбобура
|
26
|
195
|
227
|
0,01
|
2,5
|
3653
|
0,026
|
0,1
|
к.п. УБТ
|
139
|
178
|
227
|
0,015
|
1,7
|
6303
|
0,025
|
0,03
|
к.п. СБТ необсажен.
|
585
|
127
|
227
|
0,027
|
0,9
|
1875
|
0,029
|
0,6
|
к.п. СБТ обсаженное
|
122
|
127
|
227
|
0,027
|
0,9
|
1875
|
0,029
|
0,1
|
к.п. ЛБТ
|
428
|
147
|
227
|
0,023
|
1,1
|
2773
|
0,028
|
0,05
|
кпзамки необсажен.
|
–
|
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,001
|
кпзамки обсажен.
|
–
|
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
0,0001
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13,39
|
Выбираем насос, исходя из суммарных потерь в циркуляционной системы. Выбираем из условия [P] > , где [P] допускаемое рабочее давление насоса; = 13,39 Мпа;
По таблице 56 [] выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок dвт = 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 2.10
Давления и подачи У8-6МА
Диаметр втулки, мм
|
Допустимое давление, МПа
|
Теоретическая подача, м3/с
|
Фактическая подача, м3/с
|
160
|
16
|
0,0317
|
0,0269
|
170
|
13,9
|
0,0355
|
0,03018
|
180
|
12,2
|
0,0404
|
0,03434
|
Затем значения Qф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f().
На значениях подачи отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках, кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.
По таблице 2.8 определяем эти потери:
Эти потери найдены при расходе промывочной жидкости равном 0,026 м3/с.
Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:
Остальные потери давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.
Определяем потери давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и потерь зависящих от глубины.
Пересчитаем потери, не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:
Для остальных расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.
Рассчитаем также характеристику 3ТСШ1-195 для различных расходов. Результаты нанесем на график (рис. 2.1).
Рисунок 2.1 НТС – номограмма.
2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.
Исходные данные для расчета:
Турбобур 3ТСШ1-195;
Q = 0,026 м3/с;
= 1100 кг/м3;
Dд = 215,9 мм;
Муд = 4*10-3 м;
Dс = 0,130 м;
D1 = 0,149 м;
D2 = 0,124 м;
Dв = 0,135 м.
В = 0,5*4790*9,81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.
Произведем расчет.
Определим параметры турбины n, М, :
Определим разгонный момент на валу турбобура:
где = 0,12 – коэффициент трения в опорах турбобура;
Р – средней радиус трения;
Рг – гидравлическая нагрузка в турбобуре;
Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:
где Мт = 2*М, Мт – тормозной момент;
Определим удельный момент в пяте:
Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;
Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.
Таблица 2.11
Gi, кН
|
0
|
50
|
125
|
150
|
175
|
200
|
260
|
ni, с-1
|
4,48
|
4,9
|
5,52
|
5,74
|
5,13
|
4,53
|
3,08
|
Мi, Нм
|
118,75
|
528,74
|
1143,74
|
1348,74
|
1553,74
|
1758,74
|
2250,74
|
Ni, кВт
|
3,34
|
16,275
|
39,69
|
48,63
|
50,11
|
50,047
|
43,514
|
На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.
Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1-195
в координатах M – G; N – G; n – G.
Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 140 кН и 160 250 кН.
Из практики известно, что при Рг - Gi < 104 Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.
2.6.3 Составление проектного режима бурения
Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1; 2.6.1; 2.6.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.12.
Таблица 2.12
Сводная таблица режима бурения
Интервал бурения, м
|
Диаметр долота, мм
|
Тип забойного двигателя
|
Расход, м3/с
|
Давление, Мпа
|
Нагрузка на долото, кН
|
Параметры промывочной жидкости
|
от
|
до
|
, кг/м3
|
УВ, с
|
ПФ, см3/ 30мин
|
0
|
550
|
295,9
|
––
|
0,037
|
13
|
10-12
|
1120
|
35
|
6
|
550
|
1300
|
215,9
|
3ТСШ-195
|
0,026
|
15
|
17
|
1100
|
25
|
56
|
|
