Разработка вопросов совершенствования технологии безамбарного бурения на Шершнёвском месторождении

  Общие потери давления (ΔР) при движении промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы определяются из выражения:

ΔР=Σ  ΔР_i= Σ ΔР_ТР+ Σ ΔР_КП+ΔР_НО+ΔР_ГЗД+ΔР_Д

   где:   Σ ΔР_ТР - потери давления в трубах, Мпа;

Σ ΔР_КП - потери давления в кольцевом пространстве, Мпа;

ΔР_НО - потери давления в элементах наземной обвязки,

ΔР_НО =0,75 Мпа;

ΔР_ГЗД - потери давления в гидравлическом забойном двигателе, Мпа;

ΔР_Д - потери давления на долоте, Мпа; 
 
 
 
 

Для определения  потерь давления с помощью таблиц применяется формула:

 
 
 

   где: Р_табл - табличное значение потерь давления приведенное на 1000 м длины труб, Мпа;

-плотность жидкости используемой  при расчете табличных значений, р_табл = 1000кг /м³;

 Q_табл - табличное значение расхода промывочной жидкости, л/с.

  Расчет перепада давления на долоте.

Перепада  давления на долоте высчитывается по формуле:

где: а - коэффициент расхода для промывочных  отверстий серийных долот;

f- суммарная площадь промывочных отверстий, м²

   При бурении под эксплуатационную колонну:

ΔP_БТ= 3,24МПа

ΔP_ЗД=7,34МПа

ΔP_Д=5,2МПа

ΔP_КП =1,03МПа

ΔP_НО =0,75МПа

ΔP= 17,56 МПа

Принимаем долото III 215,9 ТЗ ГНУ-R05, с тремя насадками диаметром 10,11,12 мм, и винтовой забойный двигатель Д2-195.

При бурении  под техническую колонну:

ΔP_БТ= 2,04МПа

ΔP_ЗД=7,25МПа

ΔP_Д=7,15МПа

ΔP_КП =2,04МПа

ΔP_НО =0,75МПа

ΔP= 19,23 МПа

Принимаем долото III 295,3 МС-ГВ, турбобур 2ТСШ-240 подходит для бурения под техническую колонну.

При бурении  под кондуктор:

ΔP_БТ= 0,64МПа

ΔP_ЗД=5,71МПа

ΔP_Д=0,31МПа

ΔP_КП =1,33МПа

ΔP_НО =0,75МПа

ΔP= 8,74 МПа

Выбираем  долото Ш-393,7С-ЦВ, турбобур 2ТСШ-240 

2.7.4. Выбор буровых  насосов 

1. Бурение  эксплуатационной колонны.

Интервал 1510-2191 метров используются два насоса НБТ-600, d=140 мм и числом двойных ходов n=105 ход/мин при производительности Q_П=21,06 л/с.

Q= 2·0,85·21,06 = 35,8л/с

Р_H =18,7·1,13/1·(17,5/21,06)² =12,17МПа

В интервале 700-1510 метров используются два насоса НБТ-600,

Q_П =35,8 л/с, Р_H =12,17 МПа

2. Бурение  под техническую колонну.

Интервал 280-700 метров используются два насоса НБТ-600,d=150 мм, n=120 ход/мин при производительности Q_П=26,5 л/с.

Q=2·0,85·26,5=45 л/с

Р_H=16,2·1,3/1,0·(22,5/26,5)² =15,18 МПа

3. Бурение  под кондуктор.

Интервал 35-280 метров, используются два насоса НБТ-600,d=150 мм, n=120 ход/мин, при производительности Q_П =26,5 л/с.

Q= 2·0,85·26,5 = 45л/с

Р_н =16,2·1,07/1,0·(22,5/26,5)² =12,5МПа 

2.7.5. Выбор забойных  двигателей.

 При турбинном способе бурения расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечивать работу турбобура с заданным моментом. Поэтому необходимо подобрать такой тип турбобура, который удовлетворяет следующим условиям:

-   диаметр корпуса меньше диаметра  долота более чем на 10 мм;

-   расход жидкости при номинальной режиме работы близок к принятой подаче насоса;

-   крутящий момент не менее чем  на 20 % больше заданного необходимого для разрушения породы. 

Крутящий  момент турбобура определяется :

М_T=М_ТП·r/r_П(Q/Q_П)²    

 где  :  М_ТП,r_П,Q_П-паспортные данные турбобура

(момент  на валу турбобура, расход жидкости, плотность).

1. При  бурении под эксплуатационную  колонну:

В интервале 700-1510 м используется турбобур 2ТСШ-195

 М_Т =1300·1,0/1,0·(38/30)² = 2085,8 Н·м

В интервале 1510-1820 м используется ШО-195

М_Т =3500·1,0/1,0·(38/30)² = 5615,6 Н·м

В интервале 1820-2191 м используется турбобур Д2-195

М_Т =6500·1,0/1,0·(38/35)² =7057,1 Н·м 
 

2.  При  бурении под техническую колонну:

В интервале 280-480 м используется турбобур 2ТСШ-240

М_т = 3100·1,28/1,0·(45/45)²=3968 Н·м

В интервале 480-700 м используется 2ТО-240

М_т =1300·1,28/1,0·(45/45)² = 1164 Н·м

3. При  бурении под кондуктор:

В интервале 35-280 м используется турбобур 2ТСШ-240 
М_Т=3100·1,07/1,0·(45/45)² = 3348 Н·м 

2.8. Буровое оборудование  и инструмент

   Выбор бурового оборудования и инструмента осуществляется исходя из условия рациональной (безаварийной, долговечной) эксплуатации с учетом глубины скважины и условий бурения.

   Включение в компоновку низа бурильной колонны утяжеленных бурильных труб преследует цели:

-   обеспечить  большую  надежность,  работоспособность  низа  бурильной колонны;

- возможность воспринимать значительные переменные нагрузки, обусловленные неоднородностью разбуриваемых пород, динамикой используемых породоразрушающих инструментов и неравномерностью подачи инструмента.

   Диаметр утяжеленных бурильных труб определяется исходя из условия обеспечения наибольшей жесткости сечения наддолотного участка УБТ,который должен быть не меньше жесткости обсадной колонны под которой ведется бурение. Выбрав диаметр УБТ в зависимости от диаметра долота, диаметра забойного двигателя, условий бурения - определяем их длину, исходя из нагрузки на долото:

  L _УБТ =(Qд-Gгзд) /K_УБТ ·K_Г ·q ·g,

где   Qд - нагрузка на долото, кН;

  Gгзд - масса ГЗД, кг;

K_УБТ- коэффициент, учитывающий долю УБТ в сжатом состоянии, K_УБТ=0,9

К_Г- коэффициент облегчения (учитывает действие Архимедовой силы).

Кг=1-r_БР/r_М=1-1130/7850=0,86

L_УБТ =(140000-1350·10·0,86)/0,9·0,86·163,7·10=101,6 м

  Исходя из опыта практики, принимаем длину УБТ равной 25 метров. Далее производим подбор бурильных труб. Этот выбор зависит от диаметра долота и способа бурения. При диаметре долот 393,7 мм; 295,3 мм; 215,9 мм для бурения колонн 324, 245, 168 мм используются бурильные трубы ТБПК 127х 9,2Д. 

2.8.1. Выбор буровой установки.

   Буровая установка выбирается по основной характеристике, которой является грузоподъёмность. Максимальная грузоподъёмность должна быть выше, чем вес наиболее тяжелой обсадной колонны в воздухе:

G_ОК<0,9G_max

где: G_ОК – вес наиболее тяжелой обсадной колонны;

G_max –максимальная грузоподъёмность буровой установки.

   Номинальная грузоподъёмность - величина нагрузки, которая может быть многократно приложена к буровой установке без ущерба для её прочности.

   Этой нагрузкой является вес бурильной колонны в воздухе.

Вертикальная  нагрузка, действующая на вышку:

Р_В=Р_КР+Р_ХК+Р_НК+Р_ТС+Р_КБ ,

где  : Р_КР - нагрузка на крюке, кН;

Р_ХК и Р_НК – нагрузка от натяжения талевого каната ходового и неподвижного концов, кН;

Р_ТС - нагрузка от веса подвижной части талевой системы, принимаем

Р_ТС =31,9 кН;

Р_КБ - нагрузка от веса кронблока, принимается Р_КБ =22,66 кН.

  Нагрузка на крюке равна наибольшему весу колонны бурильных или обсадных труб в воздухе:

Р_БК=(m₁·L₁+m₂·L₂+m_ЗД)·

Р_БК = (32,2·2190+145,4·25+1140)·10= 752,6 кН

Р_ОК=32,8·2065·10 = 677,3кН

  Принимаем Р_КР =752,6 кН.

Р_БК = (32,2·2190+145,4·25+1140)·10= 752,6 кН

Р_ОК=32,8·2065·10 = 677,3кН

  Принимаем Р_КР =752,6 кН.

Нагрузка  на ходовом конце талевого каната:

Р_ХК=Р_СТ ·β^m ·[(β-1)/(β^m-1)]

где   Р_СТ – статическая нагрузка, кН;

β= 1,02... 1,03 -коэффициент сопротивления одного шкива;

m – число струн, на которых подвешен талевый блок.

m=Р_СТ ·n_K/Р_РАЗР ,

где n_K =2,7...5 - коэффициент запаса прочности каната, кН.

  Для диаметра каната 28 мм   Р_РАЗР =440 кН.

m=818,1·5/440 = 9,2

  Принимаем оснастку 5x6, m=10

Р_ХК = 818,1·1,02¹⁰ ·[(1,02 -1)/(1,02¹⁰-1)] = 91,11кН

  Нагрузка на неподвижном конце талевого каната:

Р_НК = Р_ХК / β^m = 91,11/1,02¹⁰= 74,7кН

  Вертикальная нагрузка для А-образной вышки мачтового типа :

Р_B^M =h· Р_В/2sina, где

h=1,1...1,5 - коэффициент запаса (зависит от условий работы);

 a - угол наклона ноги вышки к горизонтали.

Р_B= 818,1+91,11+74,7+37,9+22,6=1044,46 кН

 Р_B^M =1,15·1044,46/2sin 45 = 602кН

  Находим высоту вышки:

H=k·L,    где

k- коэффициент, учитывающий продольные размеры элеватора, талевого блока, крюка, высоту необходимую для маневрирования при подъеме;

L-длина свечи. 
Н = 1,6·25 = 40м

   Данным условиям соответствует буровая установка БУ-2500 ЭУК.

Технические характеристики БУ-2500 ЭУК:

1. Допустимая нагрузка на крюке , тс - 160

2. Условная  глубина бурения, м - 1600...2500