Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

Для долота 8 ½ PDC тогда по формуле (2.28):

G_OC<0,8· 320<256 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для  бурения под эксплуатационную колонну  осевая нагрузка на интервале 2550 – 3100 м составит 180 кН.

Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения представлены в табл. 2.5.

Таблица 2.5 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

 

Интервал, метр	Осевая нагрузка, кН
0 – 650 650 – 1400 1400 – 2550 2550 – 3100	60 70 90 180

 

2.3.3. Расчёт  частоты вращения долота

 

Каждому классу пород  соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

Оптимальные частоты  вращения долот находятся в диапазонах:

• для долот типа М 250 – 400 об/мин;
• для долот типа МС 150 – 300 об/мин;
• для долот типа С 100 – 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

1. Статистический метод (по предельной окружной скорости).
2. Технологический метод (по износу опор долота).
3. Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной  частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n=(60·Vлин)/ (π·Д_Д) об/мин,                              (2.29)

 

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

• типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;
• типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;
• типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.
• для пород категории С : g_O <400 – 800  кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 – 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.29):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,2953)=220 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 –1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.29):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,2159)=300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 – 2550 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.29):

n=(60·2,8)/ (3,14·0,2159)=250 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 – 3100 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.29):

n=(60·1,3)/ (3,14·0,2159)=115 об/мин.

Расчет оптимальной  частоты вращения долот технологическим  методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/(0,02·(α+2)) об/мин,                                       (2.30)

 

где α – коэффициент, характеризующий свойства горных пород( для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То – константа, характеризующая  стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд.                                                (2.31)

 

Для бурения под кондуктор  на интервале 0 – 650 м α=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.30):

n=0,0935·295,3/(0,02·(0,7+2))=521 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 –2550 м, α=0,7,так  как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.30):

n=0,0935·215,9/(0,02·(0,7+2))=380 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 – 3100 м α=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.30):

n=0,0935·215,9/(0,02·(0,5+2))=404 об/мин.

Расчет оптимальной  частоты вращения долот аналитическим  метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/(τ_К·Z) об/мин,                                          (2.32)

 

где Z – количество зубьев на периферийном венце шарошки;

τ_К – минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

- для упругопластичных  пород τ_К = 6·10^-3 сек;

- для пластичных пород  τ_К =3… 6·10^-3 сек;

- для упругохрупких  пород τ_К = 6…8·10^-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 – 650 м τ_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.32):

n=39/( 6·10^-3 ·22)=295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 –3105 м   τ_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, Z=24, тогда по формуле (2.32):

n=39/( 6·10^-3 ·24)=270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл. 2.5.

 

Таблица 2.5. Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

 

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 – 650 650 – 1400 1400 – 2550 2550 – 3100	220 300 250 115

 

 

2.3.4. Выбор и  обоснование типа забойного двигателя

 

 

Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:

1. Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Фд.
2. Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя.
3. Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.
4. Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород.

5. Диаметр и жесткость  забойного двигателя должны соответствовать  КНБК для достижения заданной траектории ствола скважины.

6. Подача насосов, при которой  двигатель работает в заданном  режиме, должна удовлетворять условиям  промывки скважины.

 

Диаметр забойного двигателя  рассчитывается по формуле:

                               D_зд = 0,9 × D_д                                       (2.33),                             

 где    D_д – диаметр долота, мм.

Диаметр забойного двигателя в интервале 0-650 метров:

D_зд = 0,9 × 295,3 = 266 мм

В интервале 650-2500 метров:

D_зд = 0,9 × 215,9 = 194,3 мм

       Номинальный крутящий момент ( ) на долоте рассчитывается по формулам:                

                                                                                       (2.34),                                                

где – удельный момент на долоте, Н*м/кН;

       – осевая нагрузка на долото, кН.

                                                                                                 (2.35),                                           

где – опытный коэффициент, для шарошечных долот Н*м/кН;

      – диаметр долота, см.

Расчет номинального крутящего момента при бурении под кондуктор:

 Н*м/кН;

 Н*м.

Расчет номинального крутящего момента при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 650 -1400:

 Н*м/кН;

 Н*м.

Расчет номинального крутящего момента при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1400 - 2550:

 Н*м.

 

На основании полученных значений (D_зд, М_кр, G_ос) для бурения под кондуктор выбирается турбобур 3ТСШ – 240, для бурения под эксплуатационную колонну турбобур 3ТСШ – 195, для вскрытия продуктивного горизонта в интервале 2550 – 3100 метров винтовой забойный двигатель Д2-195.

  Характеристики применяемых  турбобуров, турбинных отклонителей, производства Кунгурского машиностроительного завода, и винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведены в табл. 2.6 и 2.7.

 

Таблица 2.6 Характеристики забойных двигателей

 

Технические характеристики	Двигатель
	3ТСШ – 240	3ТСШ – 195	Д2 – 195
Расход промывочной  жидкости, л/с; Частота вращения вала, об/мин; Крутящий момент на валу, Н*м; Перепад давления, МПа; Количество секций Количество ступеней Длина, мм; Масса, кг.	32 420 2500 5,5 3 318 23550 5980	30 485 2900 5,0 3 306 23550 4165	25 110 6000 5 1 1 6535 1000

 

 

 

Таблица 2.7 Характеристики турбинных отклонителей

 

Характеристики	ТО-240К	ТО-195К
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0,195
Дина в сборе, м	10,2	9,8
Угол перекоса, град	1,5	1,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	1489	1252
Частота вращения вала в  рабочем режиме, об/мин	398	375
Перепад давления в рабочем  режиме, МПа	3,4	3,7
КПД,% не менее	32	48
Наработка на отказ турбинной  секции, ч	400	400
Масса, кг	2700	2350

 

 

 

2.3.5 Проектирование  и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет

 

Бурильная колонна (БК) состоит  ив компоновки низа бурильной колонны  (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы,  центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру  замковых соединений.

Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра - ступень КБТ.

Бурильная колонна предназначена  в общем случае для:

1. Передачи вращения от ротора к долоту.

2. Восприятия реактивного  момента забойного двигателя.

3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.

4. Создания осевой нагрузки на долото.

6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.

6. Проведения вспомогательных работ.

Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:

1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.

2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.

3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.

В процессе бурения на бурильную колонну действуют  различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:

• растягивающие силы от собственного веса;
• растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;
• силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;
• силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)
• силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости; 
• изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;
• осевая  сжимающая сила в нижней части колонны;
• крутящий момент при вращении колонны;
• изгибающей  момент  за счет потери  колонной  прямолинейной формы;        
• динамические  составляющие  продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов  за счет различного рода колебаний колонны.