Физико-механические
свойства горных
пород по разрезу
скважины
Нефтегазоводоносность,
пластовые
давления и
температуры
Условия бурения.
Осложнения
при бурении
Выбор диаметров
обсадных колонн
и долот
Выбор способа
бурения
Проектирование
режима бурения
Возможно
использование
других типов
долот отечественного
или импортного
производства
по коду IADC
437, 447Х, 545Х
Потери давления
в замках ЛБТ
Расчёт потерь
давления в КП
против СБТ
Выбор бурового
насоса
Характеристика
скважины при
глубине спуска
бурильной
колонны на 1000
м
Составление
проектного
режима бурения
Выбор и расчет
обсадных труб
для эксплуатационной
колонны
Расчет времени
цементирования
Выбор метода
вызова притока
из пласта
Навигация
Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м
Технология строительства скважины
67756
знаков
33
таблицы
11
изображений
2.6.5.3 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м
Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны
| Участок БК | Длина труб L, м | Q, л/с | ||
| 30 | 26,9 | 34,33 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Внутри труб | ||||
| ЛБТ | 436 | 0,24 | 0,19 | 0,31 |
| СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
| УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,46 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
| Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
| SDРтр | - | 7,65 | 6,15 | 10,0 |
| В кольцевом пространстве | ||||
| ЛБТII | 436 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
| СБТII | 254 | 0,042 | 0,04 | 0,048 |
| СБТI | 250 | 0,068 | 0,05 | 0,089 |
| УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
| SDРкп | - | 0,76 | 0,61 | 0,99 |
| SDР | - | 8,41 | 6,76 | 11,0 |
Таблица 2.13 - Характеристика скважины
| Q, л/с L, м | 26,9 | 30 | 34,33 |
| 1000 | 3,03 | 3,77 | 4,92 |
| 2000 | 3,85 | 4,78 | 6,19 |
| 3180 | 4,79 | 5,99 | 7,84 |
Таблица 2.14 - Характеристика турбобура
| Q, л/с L, м | 26,9 | 30 | 34,33 |
| 3180 | 3,73 | 4,64 | 6,08 |
По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м3/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.
2.6.6 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.
2.6.6.1 Определение необходимых данных для расчета
Параметры турбины n, M, DP определяются из выражений
где nc, Mc, DPc - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qc плотностью rc.
Из nc = 6,33 об/с, Мс = 1,5 кНЧм, DPc = 3,9 МПа
Определяем параметры турбины
Определим коэффициент трения m
Для турбобуров с шаровой опорой m = 0,05ё0,08
Выбираем m = 0,065.
Рассчитываем средний радиус трения
Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре
Рг = 0,785(DPтЧ Дс2+DPдЧДв2)+В, (2.36)
где Дс - средний диаметр турбин турбобура
Дв - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Дв = 0,135 м
Д1, Д2 - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,
Д1 = 0,149 м, Д2 = 0,124 м.
DPт, DPд - перепад давления в турбобуре и долоте
В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5ЧМтЧg+МмЧg+МцЧg+MгЧg,
где Мм, Мт, Мг, Мц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;
g – ускорение силы тяжести
Рг = 0,785(4,3Ч106Ч0,1302+2,1Ч106Ч0,1352)+23950 =110,6кН
Из выбираем Муд = 6Ч10-3 м
Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,
М0 = 550Дд = 550Ч0,2159 = 118,7 НЧм
Основные расчетные уравнения
- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)
ni = n/М [ 2M-(M0+MудЧGi +mr / Gi-Pг /) ] (2.37)
- Определяем момент на долоте
Мд = МудЧGi+550Дд (2.38)
- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре
Ni=MдЧniЧ2π (2.40)
Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.
Таблица 2.15 - Результаты расчетов
| G, кН | 0 | 50 | 100 | 110,6 | 150 | 200 |
| ni, об/с | 10,3 | 10,0 | 9,72 | 9,66 | 8,08 | 6,07 |
| Мд, Нм | 118,7 | 418,7 | 718,7 | 782,3 | 1018,7 | 1318,7 |
| Ni, кВт | 7,68 | 26,35 | 43,87 | 47,46 | 51,69 | 50,27 |
Похожие работы
... среде (табл. 1). Следовательно, при сбросе промывочной жидкости или шлама в морскую среду ее мутность будет сохраняться длительное время. Таким образом, при оценке экологической безопасности строительства скважин необходимо анализировать свойства бурового шлама, а не выбуренной породы. Отработанные буровые технологические жидкости. В процессе бурения, помимо промывочной, применяются и другие ...
... . Необходимость в цементировании "хвостовиков" или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде "хвостовиков" или секций [2]. Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через ...
... и доработка в ОФ ЗАО "ССК" новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин. Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин Поглощение бурового ...
... 2.2. Введение. Вертикальный ствол является вскрывающей горной выработкой для раскрытия фронта проходческих работ при строительстве станций метрополитена глубокого заложения. В процессе строительства подземного сооружения через вертикальный ствол ведут все строительные работы. Он служит для выдачи породы, подачи материалов, оборудования и элементов обделки, для ...
0 комментариев