Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Длина бочки барабана, мм……………………………………………………………..840

Число прямых скоростей (с  учетом трансмиссии):……………………………………..4

Число скоростей на ротор………………………………………………………………...4

Диаметр тормозных шайб, мм……………………………………..…………………1270

Ширина тормозной колодки, мм……………………………………............................230

Тип вспомогательного тормоза……………………………………………...ТЭИ-800-60

Габаритные размеры, мм:

 длина…………………………………………………………………………………..2275

 ширина………………………………………………………………………………...1540

 высота…………………………………………………………………………………..680

Масса, кг……………………………………………………………………………….4800

Прочность и долговечность  талевых канатов зависит от действующих  нагрузок, диаметра барабана лебедки, конструкции каната и др.

Подбираем талевый  канат Æ 28мм, по ГОСТ 16853-88.

Вес 1000м смазанного каната равен 3380кг. Определяем вес 1м каната по формуле:

(2.34)

где, q – вес 1м смазанного каната, кг;

Q – вес 1000м каната, кг;

L – длинна смазанного каната, кг;

=3.38кг  - вес  1м каната.

Предельное разрывное  усилие 53000кг/мм²

Рассчитаем необходимое  число струн по формуле:

(2.35)

где m – число оснащенных роликов;

k – коэффициент прочности каната (k=4-5);

- предельное  разрывное усилие талевого каната, кг/мм²

- фактическая  максимальная нагрузка на крюке,  кг.

 

Следовательно оснастка талевой системы принимаем 5х6.

Определяем статическую  нагрузку на одну струну каната при  числе струн талевой системе и_тс:

Р = Р_тс /u_тc = 1452/10 = 145,2кН.       (2.36)

Длина талевого каната, необходимого для оснастки, м

L_к = H×m₀ + 5πД_б          (2.37)

где: Н – высота вышки, м;

m₀ – общее число струн (ветвей) талевой оснастки;

Д_б – диаметр бочки барабана лебедки, м

L_к = 42×10 + 5×3,14×0,65 = 430 м.

Вес каната

,          (2.38)

где L_к – длина талевого каната, м;

q₀ – вес 1 м смазанного каната, кг.

G_каната = 430×3,38=1453 кг.

 

2.5. Технология бурения.

2.5.1. Выбор породоразрушающего инструмента.

Породоразрушающий инструмент предназначен для передачи энергии горной породе с целью ее разрушения. Эффективность разрушения породы зависит от ее механических свойств и характера воздействия породоразрушающего инструмента.

При бурении нефтяных и  газовых скважин используются следующие  виды породоразрушающего инструмента: буровые долота для бурения скважины сплошным забоем, бурильные головки для бурения скважин кольцевым забоем, расширители для расширения ствола скважины, калибраторы, стабилизаторы, центраторы для выравнивания стенок скважины и центрирования бурильной колонны.

Стойкость долота определяется временем, в течение которого долото изнашивается до предельного состояния, когда его дальнейшее применение недопустимо или нецелесообразно. Стойкость долота измеряется в часах  и зависит от таких же факторов, как износ. На износ и, следовательно, на стойкость долота наибольшее влияние  оказывают частота вращения долота, осевая нагрузка, подача и качество промывочного раствора, определяющие режим бурения в заданных геологотехнических условиях.

Важные показания работы долота - проходка на долото и механическая скорость бурения. Увеличение проходки на долото способствует уменьшению объема спуско-подъемных операций за период бурения скважины. При повышении механической скорости бурения сокращается занятость буровых насосов, вертлюга и ротора в строительстве скважины. В результате этого снижаются энергетические затраты и расход быстроизнашиваемых узлов и деталей подъемного механизма и оборудования циркуляционной системы буровых комплексов.

Для бурения интервала  под эксплуатационную колонну будем  применять гидромониторные трехшарошечные долота 171,4 МСЗ-ГАУ массой m=23кг и высотой l=0,285м.

Для бурения интервала  под техническую колонну будем  применять трехшарошечное долото 269,9МСЗ-ГНУ массой m=76кг и высотой l=0,6м.

Для бурения интервала  под кондуктор будем применять трехшарошечное долото 444,5М-ГВУ массой m=260 кг и высотой l=0,6м.

Для бурения интервала  под направление будем применять  расширитель ШРШУ630МС-ЦВ.

Выбор опорно-центрирующих элементов для компоновки низа бурильной  колонны.

Используем следующий  опорно-центрирующий инструмент для  КНБК:

для бурения под направление  калибратор не предусматривается;

для бурения под кондуктор предусматриваем калибратор КЛСН444,5СТ;

для бурения под техническую колонну применяем калибратор  КСИ269,9СТК;

для бурения под эксплуатационную колонну используем калибратор лопастной КЛСН171,4.

Таблица № 6

Основные типоразмеры  и вес элементов компоновки низа бурильной колонны по интервалам.

Интервал бурения, м	Условный № КНБК	Элементы КНБК						Суммарная Длина длина КНБК, м	Суммарный вес КНБК, м
		Типоразмер, шифр	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Вес, кг		Длина, м		Вес, кг
					1м	всего
0-20	1	расширитель	630	1,5	-	800	19,5		8520
		УБТС	299	18	428,9	7720
20-1100	2	долото	444,5	0,6	-	260	37		16215
		калибратор	444,5	0,406	-	515
		УБТС	299	36	428,9	15440
1100-2150	3	долото	269,9	0,6	-	76	177,2		39854
		калибратор	269,9	0,6	-	160
		УБТС	219	176	225,1	39618

 

 

Продолжение таблицы № 6

2150-3050	4	долото	171,4	0,285	-	23	156,54	13178
		калибратор	171,4	0,250	-	51
		УБТС	133	156	84	13104

 

2.5.2. Расчет осевой нагрузки на долото.

Осевая нагрузка на долото определяет механическую скорость бурения: чем выше нагрузка, тем выше скорость бурения. Осевую нагрузку выбирают так, чтобы процесс разрушения горных пород был объемным или по возможности  близким к объемному.

Влияние осевой нагрузки на долото в различных горных породах  проявляется по-разному. Общим является увеличение скорости бурения при  повышении осевой нагрузки. В твердых  и крепких породах увеличение осевой нагрузки будет лимитироваться прочностью самого долота, его вооружения, а также бурового вала. В трещиноватых породах во избежание заклинивания и поломки долота осевую нагрузку также снижают.

Величина осевой нагрузки на долото Р_д, которая должна обеспечивать объемное разрушение поды на забое была рассчитана в пункте 2.3.1.А.

Полученные значения по интервалам:

Для интервала 20-1100: Р_д=9960 кгс

Для интервала 1100-2150: Р_д=25511 кгс

Для интервала 2150-3050: Р_д=7515 кгс

Допустимая нагрузка на долото для мягких и мягкосредних пород:

Р_д1=(200-600)∙44,4=8800-26640кгс=9-27 тс

Р_д2=(200-600)∙26,9=5380-16140кгс=5-16 тс

Р_д3=(200-600)∙17,1=3120-10260кгс=3-10 тс

2.5.3. Расчет количества промывочной жидкости.

Количество промывочной  жидкости должно быть достаточным для  очистки забоя и выноса шлама  на поверхность, а при турбинном  бурении, кроме того, обеспечивать проходку при определенном числе оборотов долота и осевой нагрузке на долото.

Количество промывочной  жидкости, закачиваемой в скважину в единицу времени, устанавливают  с учетом максимально возможной  скорости восходящего потока в затрубном пространстве и максимального использования мощности буровых насосов.

Для интервала 20-1100 м:

          (2.39)

где N — полезная мощность бурового насоса, л.с;  А — коэффициент потерь давления, не зависящий от глубины скважины; η_н-полный КПД насоса,

 – удельный  вес глинистого раствора.

N = 844 л.с

η_н=η_г∙ά∙η_м            (2.40)

где η_г - гидравлический КПД насоса, α – коэффициент подачи насоса, η_м - механический КПД насоса, η_н - полный КПД насоса.

η_г=0,93

ά=0,83

η_м=0,95

η_н=0,93∙0,83∙0,95=0,733

А=а_м+а_убт∙l_убт+а_д          (2.41)

где а_м — коэффициент потерь давления в манифольде. (Если применяется ведущая труба диаметром проходного отверстия 85 мм, то а_м = 340∙; если диаметр проходного отверстия равен 100 мм, то а_м = 300∙); а_УБТ — коэффициент потерь давления в утяжеленных бурильных трубах, а_д — коэффициент потерь давления в промывочных отверстиях долота.

а_м=300∙10^-5

а_убт=1,71∙10^-5

l_убт=36м

== 272∙10^-5

По формуле (2.41):

А=(300+1,71∙36+272)∙10^-5=633,6∙10^-5

 

         (2.42)

где В — коэффициент потерь давлении, Q- производительность насосов.

          (2.43)

где a_тр  — коэффициент потерь давления в бурильных трубах, а₃ — коэффициент потерь давления в бурильных замках, длина одной бурильной трубы, коэффициент потерь давления в затрубном пространстве.

10^-8

 

=3,5∙10^-8

 

По формуле (2.42):

 

Принимаем L=1100, так как далее меняется удельный вес глинистого раствора на 1,62 г/см³ и диаметр долота.

Для новых условий определяем Q_max по формуле:

          (2.44)

=

(2.45)

где D_д - диаметр долота;

D- диаметр буровой трубы;

 – минимально необходимая  скорость для выноса шлама  на поверхность.

 

Фактическая производительность насосов должна быть

Q_max>Q>

Q=58,2 л/с

Диаметр втулки 160 мм, число двойных ходов поршня в минуту 100. Предусматривается использование 2 насосов.

Для интервала 1100-2150м:

Расчеты производим аналогично интервалу 20-1100 м.

           (2.46)

N = 844 л.с

По формуле (2.40):

η_н=η_г∙ά∙η_м 

η_г=0,93

ά=0,83

η_м=0,95

η_н=0,93∙0,83∙0,95=0,733

По формуле (2.41):

А=а_м+а_убт∙l_убт+а_д+а_п.т.

== 415∙10^-5

А=(300+2.18176+415+300) ∙= 1400∙

 

 

(2.47)

 

По формуле (2.47):

 

Принимаем L = 2150 м, т.е. далее меняется удельный вес глинистого раствора на 2,13 г/см³ и диаметр долота.

Для новых условий:

         (2.48)