Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на газ на Песчаной площади Краснодарского края

         наименьшая  ………………………………………………………...0,028

Идеальная подача на один оборот кривошипного вала, л:

         наибольшая .…………………………………………………………22,1

         наименьшая  ………………………………………………………....13,3

Давление на выходе, МПа:

         наибольшее .…………………………………………………………...32

         наименьшее  ………………………………………………………........19

Диаметр штока, мм………………………………………………………………60

Частота вращения трансмиссионного вала, об/мин………………………….566

Передаточное  число редуктора насоса……………………………………….4,45

Нагрузка на шток, кН…………………………………………………………..490

Диаметр клапана, мм…………………………………………………………...145

Диаметр трубопровода, мм:

         всасывающего………………………………………………………...230

         нагнетательного………………………………………………………100

Габариты, м:

         длина………………………………………………………………….5,45

         ширина……………………………………………………………….3,21

         высота………………………………………………………………...2,88

         

Масса насоса без  шкива, т………………………………………………...…..22,5 

2.3.4. Выбор буровой вышки и расчет талевой системы 

     Вышка используется для проведения спускоподъемных  операций и удержания бурового снаряда  во время бурения. Ее выбор осуществляется по высоте Н, м, и по грузоподъемности Q.

     Определим высоту вышки (Н, м) по формуле:

     

,

     где k – коэффициент, предупреждающий затягивание бурового снаряда в кронблок при его переподъеме (обычно k=1,2 – 1,5);

     L_св. – длина свечи, зависящая от глубины скважины, м.

     Принимаем k = 1,5; L_св.=28 м.

     

     Таким образом, вышка ВМА-45*200-1, входящая в комплект выбранной буровой установки, вполне подходит для выполнения проектируемых работ.

     Подъемная система установки представляет собой полиспастный механизм, состоящий  из кранблока, талевого (подвижного) блока, стального каната, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой и механизмом крепления неподвижного конца каната.

     По  мере увеличения глубины скважин  вес бурильных колонн, которые  приходится спускать и поднимать, увеличивается, а максимальная скорость намотки  ведущей струны талевого каната на барабан лебедки остается  практически неизменной для буровых установок разных классов. Поэтому для каждой установки применяют талевую систему со своей кратностью полиспаста от 4 до14. Это достигается применением различных оснасток.

     Произведем  расчет оснастки и выбор талевого каната.

     Вычислим  количество рабочих ветвей по формуле:

     

,

     

     где Q_кр – вес бурового снаряда, Н;

     P_л – грузоподъемность лебедки станка, Н;

     Η_m – КПД талевой системы, равный 0,8 – 0,9.

     Так как наибольший вес (122,25 т) буровой снаряд будет иметь при бурении под эксплуатационную колонну, то производить расчет будем только для этой колонны:

      (принимаем 8 ветвей).

     Общее количество ветвей каната при симметричной системе равно:

     m₀ = m + 2

     m₀ = 8 + 2 = 10.

     Следовательно, будет применяться оснастка 4 х 5.

     Длина талевого каната в оснастке L_о.с. зависит от числа струн m в ней и полезной высоты вышки h_П.

     L_о.с. = (m + 2)*h_П + l₃, где l₃ = 30 м – длина каната, наматываемого на барабан.

     L_о.с. = (8 + 2)*42 + 30 = 450.

     Тогда вес каната G_к = L_о.с.*q_к, где q_к – вес 1 м каната.

     G_к = 450_.*33,8 = 15210 Н = 15,21 кН.

     Определим наибольшую статистическую нагрузку на подвижные струны каната талевой  системы:

     Р_тс = L*q + l_убт*q_убт + G_тс,

     где L – длина бурильных труб, м;

     q – вес 1 м бурильных труб, Н

     l_убт – длина УБТ, м;

     q_убт – вес 1 м УБТ, Н;

     G_тс – вес талевого блока, каната и крюка, Н.

     Рассчитаем  G_тс:

     

     G_тс = G_тб + G_каната + G_крюка

     G_тс = 67000 + 15210 + 35000 = 117210 Н = 117,21 кН.

     Для колонны диаметром 324 мм:

     l_убт = 28 м, q_убт = 1,56 кН.

     Р_тс = 28*1560 + 117210 = 160890 = 160,89 кН.

     Статистическая  нагрузка на 1 струну: Р = Р_тс / m,

     где m – число струн талевой системы.

     Р = 160,89/8 = 20,11 кН.

     Для колонны диаметром 245 мм:

     L = 364 м, q = 319 Н, l_убт = 136 м, q_убт = 1,56 кН.

     Р_тс = 364*319 + 136*1560 + 117210 = 445486 Н = 445,49 кН.

     Статистическая  нагрузка на 1 струну: Р = 445,49 / 8 = 55,69 кН.

     Для колонны диаметром 146 мм:

     L = 3100 м, q = 319 Н, l_убт = 190 м, q_убт = 1,56 кН.

     Р_тс = 3100*319 + 190*1560 + 117210 = 1402510 Н = 1402,51 кН,

     Статистическая  нагрузка на 1 струну: Р = 1402,51 / 8 = 175,31 кН.

     Учитывая  вычисленные статистические нагрузки, выбираем стальной талевый канат  правой крестовой свивки типа ЛК-РО конструкции 6х31+1 м. с диаметром 32 мм (по ГОСТ 16853-88)[4]. 

     2.4. Технология бурения 

     2.4.1. Выбор породоразрушающего инструмента 

     При бурении нефтяных и газовых скважин  основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина, является долото.

     В России, а также в США и других зарубежных странах для бурения  нефтяных и газовых скважин в  основном используют шарошечные долота с коническими шарошками.

     

     Учитывая  физико-механические свойства горных пород проектного разреза и установившуюся практику буровых работ в данном районе, выбираем следующие типы долот по интервалам бурения:

     Таблица 2.1

     Применяемый породоразрушающий инструмент

Категории пород по буримости	Интервал бурения, м	Тип долота
I	0 – 35	СЦВ
I –  II	35 – 500	СЗ-ГВ (R-175)
III – IV	500 – 1050	СЗ-ГВ (R-162)
V –  XII	1050 – 3290	ТЗ-ГАУ (R-437)

 
 

     2.4.2. Расчет технологического режима бурения (Р, N. Q) 

     Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу  таких параметров относятся: осевая нагрузка (давление)  на долото (Р), частота вращения долота (N), количество прокачиваемой промывочной жидкости (Q). 

     2.4.3. Расчет осевой нагрузки на долото (Р) 

     Величина  осевой нагрузки на долото Р_дол, которая должна обеспечивать объемное разрушение поды на забое, с учетом показателей механических  свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта зубьев долота с забоем определяется по формуле:

     Р_дол. = α*Р_ш*F_k,                (1)

     где α – эмпирический коэффициент, учитывающий изменение забойных условий на изменение твердости (α = 0,3 – 1,59);

     

     Р_ш – твердость горных пород по методике Л.А.Шрейнера (по штампу); кг/мм².

     F_k – площадь контакта зубьев долота с забоем мм², определяется по формуле В.С.Федорова:

     F_k = (Д_дол.*η*δ)/2, мм.

     где η – коэффициент перекрытия зубьев;

     δ – коэффициент притупления зубьев.

     Таким образом, Р_дол. = α*Р_ш* Д_дол.*η*δ/2.

     Для колонны диаметром 324 мм:

     Р_дол. = 1*250* 293,7*1,21*1/2 = 59547,5 Н = 5,95 т.

     Для колонны диаметром 245 мм:

     Р_дол. = 1,2*300* 295,3*1,14*2/2 = 121190,4 Н = 12,12 т.

     Для колонны диаметром 146 мм:

     Р_дол. = 1,59*350* 215,9*1,4*2/2 = 168207,69 Н = 16,82 т.

     Сравним полученные значения с фактическими значениями нагрузки на долото, которые  вычисляются по формуле: Р_дол.ф. = Р₁ + Р₂ + Р₃ + Р₄ + Р₅ + Р₆,

     где Р₁ – вес долота, Р₂ – вес переходника, Р₃ – вес УБТ, Р₄ – вес бурильных труб, Р₅ – вес ведущей трубы, Р₆ – вес вертлюга.

     Для колонны диаметром 324 мм:

     Р_дол.ф. = 150 + 15 + 4368 + 1864,5 + 2300 = 8697,5 кг = 8,7 т.

     Для колонны диаметром 245 мм:

     Р_дол.ф. = 150 + 15 + 2180 + 11484 + 1864,5 + 2300 = 37650 кг = 37,65 т.

     Для колонны диаметром 146 мм:

     Р_дол.ф. = 150 + 15 + 29640 + 98890 + 1864,5 + 2300 = 132859,5 кг = 132,86т.

     

     Так как фактические нагрузки на долото превышают расчетные значения, то бурение будет производиться на расчетном значении с компенсацией нагрузки через лебедку бурового станка. 
 

     2.4.4. Расчет частоты вращения долота (N) 

     Она определяется по следующей формуле:

     N = 60*v/π*Д_дол., (об/мин),

     где v – средняя окружная скорость вращения долота (V = 0,8 – 2,0).

     Для колонны диаметром 324 мм:

     N = 60*2/3,14*0,3937 = 97,07 об/мин, т.е. бурение будет осуществляться на 1 скорости ротора.

     Для колонны диаметром 245 мм:

     N = 60*2/3,14*0,2953 = 129,42 об/мин, т.е. бурение будет осуществляться на 2 скорости ротора.

     Для колонны диаметром 146 мм:

     N = 60*1,5/3,14*0,2159 = 120 об/мин, т.е. бурение будет осуществляться на 3 скорости ротора. 

     2.4.5. Расчет количества промывочной жидкости (Q) 

     Технологически  необходимое количество промывочной  жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины находится из соотношения:

     Q = 0,785*(д²_дол. – d²_{нар.б.тр.})*v_восх.,

     где V_восх – минимально допустимая скорость восходящего потока из условия качественной очистки и ствола скважины (чем меньше диаметр, тем она выше).

     Для колонны диаметром 324 мм:

     Q = 0,785*(3,937² – 1,4²_.)*4 = 42,52 л/с.

     Работа  насоса УНБ-600 будет осуществляться на 170 мм втулках с производительностью 41,0 л/с.

     Для колонны диаметром 245 мм:

     Q = 0,785*(2,953² – 1,4²_.)*6 = 31,84 л/с.

     Работа  насоса УНБ-600 будет осуществляться на 150 мм втулках с производительностью 31,9 л/с.

     

     Для колонны диаметром 146 мм:

     Q = 0,785*(2,159² – 1,27²_.)*13 = 31,11 л/с.

     Работа  насоса УНБ-600 будет осуществляться на 150 мм втулках с производительностью 31,9 л/с.