Расчет гидравлической программы проводки скважин

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Бурения нефтяных и газовых скважин»

Курсовая работа

по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

Выполнил студент гр. БГБ-12-02 А.И. Гарифуллин

Проверил доцент, к.т.н. И.А. Хабибуллин

Уфа 2014

ВВЕДЕНИЕ

На данном этапе перед буровым предприятием ГФ «РН-Бурение» стоит задача увеличить годовую проходку и качество вскрытия продуктивного пласта, путем применения растворов собственной разработки.

Олимпийский лицензионный участок включает в себя часть Тарасовского месторождения. Расположено оно в северной части Западно-Сибирской низменности в междуречье рек Айваседопур и Пякупур. В административном положении месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр п. Тарко-Сале, расположенный в 45 км севернее месторождения, поселок Пурпе и город Губкинский соответственно в 40 и 45 км западнее и г. Ноябрьск в 180 км к юго-западу.

буровой скважина профиль бурение

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. Орогидрография

Таблица 1. Сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Месторождение	Тарасовское
Административное расположение:
- республика	Российская Федерация
- округ	Ямало-Ненецкий Автономный округ
- область	Тюменская
- район	Пуровский
Температура воздуха:
- среднегодовая, оС	-5 - -6
- наибольшая летняя, оС	+32 - +34
- наименьшая зимняя, оС	-55 - -61
Максимальная глубина промерзания грунта, м	3
Продолжительность отопительного периода, сутки	277
Многолетнемерзлые породы, м:
- кровля	0; 160
- подошва	10; 350
Преобладающее направление ветров	зимой ЮЗ-З летом С-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с	22

Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности	Равнинный, слабо всхолмленный
Состояние местности	Лесотундра, заболоченная с озерами
Толщины:
- снежного покрова, см	90 - 115
- почвенного слоя, см	30
Растительный покров	Сосново-березовый лес, в поймах рек лес смешанный
Категория грунта	Торфяно-болотные, пески, супеси, глины, суглинки

2. Геологическая характеристика

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 3 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности интервала (средневзвешенная величина)
От (кровля)	До (подошва)	название	индекс
				угол
				Град	мин.
1	2	3	4	5	6	7
0	600	Кайнозойская группа	KZ
0	30	Четвертичная система	Q	0,0	-	1,5
30	600	Палеогеновая система	P
30	150	Олигоценовый отдел	P3
30	60	Туртасская свита	P3t	0,0	-	1,5
60	100	Новомихайловская свита	P3nm	0,0	-	1,5
100	150	Атлымская свита	P3at	0,0	-	1,5
150	425	Эоценовый отдел	P3
150	240	Тавдинская свита	P3tvd	0,0	-	1,5
240	425	Бахчисарайский ярус	P3b-P3bd
240	425	Люлинворская свита	P3llv	0,0	-	1,5
425	600	Палеоценовый отдел	P2
425	560	Качинский ярус	P2i-P2k
425	560	Талицкая свита	P2i+k	0,0	-	1,25
560	600	Датский ярус	P2d
600	950	Мезозойская группа	MZ
600	950	Меловая система	K
600	950	Верхний отдел	K2
600	750	Маастрихский ярус	K2m
560	750	Ганькинская свита	P2d+K2m	0,0	-	1,25
750	810	Кампанский ярус	K2km
810	850	Сантонский ярус	K2k-K2st
850	850	Березовская свита	Kkm+k+st	0,0	-	1,25
850	860	Туронский ярус	K2t
850	860	Кузнецовская свита	K2t	0,0	-	1,25
860	950	Сеноманский ярус	K2s
860	950	Покурская свита	K2s	0,0	-	1,25

Коэффициент кавернозности при бурении: под направление - 1,5; под кондуктор - 1,5; под эксплуатационную колонну - 1,25.

Таблица 4 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода Краткое название	Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5
KZ	0	600
Q	0	30	Пески, суглинки, супеси, гравий, галька	Пески, глины, суглинки- озерно- аллювиальные отложения. Развиты болотные фации.
P	30	600
P3t	30	60	Глины, алевриты, доломиты	Глины, алевриты зеленовато-серые тонкослоистые с прослоями доломитов.
P3nm	60	100	Пески, глины	Глины, алевриты с прослоями песков и бурых углей
P3at	100	150	Пески, глины	Пески светло- серые, кварцево- полевошпатовые, прослои алевритов и глин
P3tvd	150	240	Глины, алевролиты	Глины зеленовато - серые, листоватые, алевритистые, м прослойками алевритов
P3llv	240	425	Глины	Глины желтовато-зеленые, тонкоотмученные, оскольчатые, изредка слабо опоковидные, с прослойками глинистых алевритов.
P2i+k	425	560	Глины, алевриты, пески	Глины темно- серые, с мелкими линзами алевритов и кварцево- глауконитовых песков.
MZ	600	950
К2	600	950
P2d+K2m	560	750	Глины	Глины серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями известковистые, алевритистые.
Kkm+k+st	750	850	Глины, алевриты, пески	Глины ж- зеленоватые, с прослоями диатомитов, опоки, глины опоковидные.
К2t	850	860	Глины	Глины серые, з- серые с зернами глауконита. Отмечаются остатки водорослей, чешуя рыб.
К2s	860	950	Пески, песчаники, алевролиты, глины	Пески уплотненные, песчаники серые, з- серые. Глины алевритистые, нередко углистые. Характерен растительный детрит, обрывки растений. Породы преимущественно горизонтально-слоистые, слоистость косая.

Таблица 5 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, мДарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Предел теку-чести, кгс/мм2	Твердость, кгс/мм2	Коэффициент пластичности	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Q	0	30	пески супеси суглинки глины	2,4 2,25 2,2 1,8	40 35 35 6	0,45 - - 0,001	- 15-20 30 90		15	15-45 15-45 15-45 4-13	6-б/к 6-б/к 6-б/к 1,6-4,3	7-8 2 1 1-4	М
Р	30	600	пески глины	2,4 1,8	40 6	0,45 0,001	- 90	1-2 1-2	15 15	15-45 4-13	1,1-4,5 1,6-4,3	7-8 1-4	М, С
К	600	950	пески глины алеврол. песчан.	2,4 1,8 2,0 2,2	40 6 12 25	0,45 0,001 0,05 0,3	- 90 13 5	1-2 1-2 - 1-2	15 15 21-164 9-213	15-45 4-13 29-182 14-234	1,1-4,5 1,6-4,3 1,1-4,5 1,8-4,2	7-8 1-4 3-8 1-3	М, С

3. Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Таблица 6.1 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Подвижность, дарси на сантипуаз	Содержание серы, % парафина, %	Дебит, м3/сут.	Пластовое давление, кгс/см2	Газовый фактор, м3/сут.	Относительная по воздуху плотность газа	Динамический уровень в конце эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважины при экспл., град.
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Нефтеносные перспективные интервалы отсутствуют.

Таблица 6.1 - Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Состояние (газ, конденсат)	Содержание, %	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях	Свободный дебит, м3/сут.
	От (верх)	До (низ)
					Сероводорода	Углекислого газа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
K2s	920	950	поровый	газ	-	-	0,5610	0,96	300 000

Таблица 7 - Водоносность

Индекс сстратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Дебит, м3/сут.	Химический состав (воды), % экв.	Минерализация, г/л	Тип воды по Сулину СФН-сульфатонатр., ГКН-гидрокарбонатр., ХМ-хлоро-магн., ХК-хлоро-кальциев.
	От (верх)	До (низ)				анионы	катионы
						Cl-	SO --4	HCO-3	Na+ (К)	Mq++	Са ++
1	2	3	4	5	6	8	9	10	11	12	13	14	15
палеогенчетвертичн. комплекс	0	500	поров.	1,009	100-150	-	-	-	-	-	-	0,1-0,2	ГКН
апт-альб сеноманск. комплекс	965	1500	поров.	1,0011	27,2 при Нд- 37 м	99	н/об	1	92-93	2-2,5	5-5,5	16,6	ХЛН

4. Давление и температура по разрезу скважины

(в графах 5, 11 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)

Таблица 8 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент	Температура в конце интервала, град. С	Источник получения
	от	до	пластового давления	гидроразрыва пород	горного давления
	(верх)	(низ)	величина МПа на 100м	источник получения	величина МПа на 100м	источник получения	величина МПа на 100м	источник получения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q - Р32	0	70	1,00	РФЗ	2,0	расчет	1,6	расчет	-1	РФЗ
Р21 - P23	70	440	1,00	РФЗ	2,0	расчет	1,6	расчет	4	РФЗ
P2 - K2	440	920	1,00	РФЗ	2,2	расчет	1,76	расчет	27	РФЗ
К2s	920	950	1,05	РФЗ	2,2	расчет	1,76	расчет	29	РФЗ

5. Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 9 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия
	от (верх)	до (низ)
Kkm+k+st	750	850	до 5	Несоблюдение технологии бурения и параметров бурового раствора

Таблица 10 - Осыпи и обвалы стенок скважины

	Интервал, м	Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, сутки	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
Индекс стратиграфического подразделения	от (верх)	до (низ)
				Тип раствора	Плотность, г/см3
Q Р2t P3-P2-K2	0 30 60	30 60 850	3 3 3	Полимер-гл. Полимер-гл. Полимер-гл.	1,12 1,12 1,12	Проработка, промывка Проработка, промывка Проработка, промывка

РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ

Используем методику расчётов при бурении наклонно-направленных скважин

Выбираем трёхинтервальный профиль с участками:

· вертикальный;

· набора зенитного угла;

· спада зенитного угла.

Исходные данные:

Глубина кровли пласта Нкр = 920 м.

Отход (смещение) A=556,8 м.

Глубина вертикального участка h₁=400 м.

Глубина подошвы Hп=950 м.

Диаметр долота при наборе зенитного угла D_д=295,3 мм.

Диаметр ЗД при наборе угла D_д=240 мм.

Значения радиусов искривления R₁, R₂ определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.

В связи с отсутствием участка стабилизации в интервале установки ГНО интенсивность падения зенитного угла не должна быть больше 2,5 град./100м, отсюда R₂ должен быть не менее 2290 м.

Максимальный зенитный угол б рассчитывается по формуле:



где

Зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта:

Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:

Таблица 11.1 - Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла

№ участка	ai, м	hi, м	li, м
1
2
3а
Итого по кровле пласта
3б
Итого по скважине

Таблица 11.2 - КНБК по глубинам

№ участка	ai, м	hi, м	li, м	Применяемая компоновка
1	0	400	400	0-60м: Д 393,7; УБТ 178; СБТ; ротор 60-400м: Д 295,3; ДГР-240; БТС 172; УБТ 178; СБТ;
2	233,4	352	447,3	400-500м: Д 295,3; ДГР-240; БТС 172; УБТ 178; СБТ; Д 215,9; ДГР-172; БТС 172; СБТ; УБТ 178; СБТ
3а	323,4	168	431,7	Д 215,9; ДГР-172; БТС 172; СБТ; УБТ 178; СБТ
Итого по кровле пласта	556,8	920	1279
3б	46,7	30	55,6	Д 215,9; ДГР-172; БТС 172; СБТ; УБТ 178; СБТ
Итого по скважине	603,5	950	1334,6

Профиль скважины представлен в приложении 1.

ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ

Практика бурения показывает, что лучшие результаты обычно достигаются при применении комбинированных способов бурения, когда отдельные интервалы бурятся забойными двигателями, обычно гидравлическими, а некоторые - роторным способом.

Вертикальный участок и в технико-технологическом, и в экономическом отношении целесообразнее бурить ротором. Практика показывает, что основную часть скважины на данной площади лучше бурить турбинным способом.

Учитывая это, для бурения основного интервала, от зарезки наклонного ствола до вскрытия продуктивного пласта, используем турбинный способ, как обеспечивающий высокие технико-экономические показатели бурения. Данный способ обеспечивает также набор и стабилизацию зенитного угла.

1. Компоновка и расчет бурильной колонны

Исходные данные:

1. Вид технологической операции: бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168мм.

2. Диаметр долота под эксплуатационную колонну, D_д = 215,9мм = 0,2159м.

3. Способ бурения - ВЗД: ДГР-172:

- масса ЗД, Q_зд= 11360Н (1136кг);

- длина, l_зд = 8,25м;

- диаметр, D_зд = 172мм;

- перепад давления, ДP_зд = 6 МПа.

4. Плотность бурового раствора, _ж=1180 кг/м³.

5. Условия бурения нормальные.

6. Коэффициент трения колонны о породу, = 0,2.

Выбор диаметров:

СБТ ПН-1279,2, qСБТ=33,5 кг/м

УБТ 17844, qУБТ=145,4 кг/м

Расчёт утяжеленных бурильных труб ( УБТ )

где Gд- нагрузка на долото, Gд=190 кН.

- коэффициент облегчения в жидкости,

где пж, ст - плотности промывочной жидкости и стали соответственно.

q₀ = 145,49,81=1426,4 Н/м - вес 1 м УБТ.

- средний зенитный угол в зоне установки УБТ.

G_зд =113609,81=111,4 кН - вес забойного двигателя.

- критическая нагрузка

где q - вес 1 метра СБТ, q=33,59,81=328 Н/м.

Согласно практике бурения данной площади, примем длину УБТ=48 м, так как не отмечался слом и износ бурильных труб, замковых соединений.

Расчет длины СБТ

При использовании ЛБТ желательно чтобы они были в растянутом состоянии. Для этого вес УБТ, СБТ и ЗД должен быть больше нагрузки на долото.

Длина СБТ определяется:

,

Длина одной трубы 12м. учитывая, что трубы свинчиваются в свечи по 2 штуки берем 21 трубы общей длиной 252 м.

L_ЛБТ=1334,6-(8,25+48+248)=1030,35 м

Таблица 12 - Бурильные трубы

Трубы	D, мм	d, мм	q, Н/м	L, м
СБТ	127	109	328	248
УБТ	178	90	1426	48
ЛБТ	147	125	161,9	1030,35

2. Расчет бурильной колонны

Произведем расчет труб на прочность при подъеме с промывкой, при котором в сечении колонны возникают наибольшие напряжения. Для расчета растягивающих усилий в колонне труб при подъеме с промывкой применяется уравнение Сушона Л. Я.:

где ТВ,- усилие на верхнем конце участка;

ТН - усилие на нижнем конце участка;

- изменение пространственного угла на участке;

f - коэффициент сопротивления движению труб в скважине, f= 0,2;

q- вес погонного метра трубы, qЛБТ =16,59,81=161,9 Н/м;

- средний зенитный угол на участке;

Участок 1: ; =10+0,52,4=11,2^о.

Участок 2: ; =(12,4+21,8)?0,5=17,1^о.

Участок 3: ; =(21,8+29,7)?0,5=25,75^о.

Участок 4: ; =(29,7+19,2)?0,5=24,45^о.

Участок 5: ^о; =0^о.

3. Расчет на напряжения растяжения и изгиба

Бурильная колонна подвергается действию растягивающих напряжений. Наибольшие растягивающие напряжения получаются на устье скважины. Однако на участке набора зенитного угла к ним добавляются напряжения изгиба. Поэтому в конце вертикального участка результирующие напряжения:

,

где Р_ВН - внутреннее избыточное давление (Р_ВН=12,5 МПа на устье);

S_К и S_Т площадь канала и тела трубы ЛБТ соответственно

.

Выбираем ЛБТ из сплава Д16Т.

КР - предел текучести сплава Д16Т.

Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 13 - Напряжения в опасных точках.

Точки	Р, МПа	ИЗ, МПа	, МПа
4	83,8	13,6	97,4
5	92,5	0	92,5

В точках 4 и 5 условия прочности для ЛБТ выполняются.

Произведем проверочный расчет бурильных труб на разрыв от внутреннего давления.

Наибольшее внутреннее избыточное давление имеет место на устье. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 23,79 МПа. Предельное внутреннее избыточное давление , при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести материала, можно приближенно найти из формулы

,

где и - внутренний диаметр и толщина стенки трубы;

- коэффициент разностенности труб,

- допускаемое напряжение материала труб.

,

где - нормативный коэффициент запаса прочности труб на внутреннее давление.

=

МПа,

.

Следовательно, условие прочности бурильных труб на разрыв от внутреннего давления выполняется.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

Расчет промывки скважины

Выбор расхода бурового раствора

Расход рассчитываем по справочнику по промывке скважин.

Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения.

Расход, необходимый для очистки забоя:

;

где q - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя , q=0,57м/с;

F_з- площадь забоя скважины, м²;

F_з=D_д²/4;

где D_д -диаметр долота, м;

F_з=3,140,2159²/4=0,037 м²;

Q₁>0,570,037=0,021 м³/c.

Расход жидкости необходимый для подъема шлама в кольцевом пространстве на поверхность:

Q₂>1,15U_осF_кп

где U_ос - скорость оседания частиц шлама относительно жидкости, м/с;

F_кп- максимальная площадь кольцевого пространства скважины, м²;

где _п - плотность разбуриваемых пород, кг/м³;

d_э- эквивалентный диаметр частиц шлама, м;

d_э^max=0,002+0,037 D_д;

d_э^max=0,002+0,0370,2159=0,010 м;

F_кп= (D²-d²) /4;

где D -внутренний диаметр технической колонны, м;

d - наружный диаметр СБТ, м;

F_кп=3,14(0,225²-0,127²) /4=0,028 м²;

Q₂>1,150,370,028=0,012 м³/с.

Расход раствора, при котором обеспечивается необходимый момент на валу винтового двигателя:

где М_с - момент винтового двигателя при расходе Q_c жидкости;

K₃ - коэффициент, учитывающий потери момента в осевой опоре ЗД; в данном случае K₃ = 0,3, т.к. винтовой двигатель с резинометаллической опорой.

Значение удельного момента на долоте определяется по промысловым данным

Таким образом, циркуляция бурового раствора будет осуществляться насосом с расходом Q>0,021 м³/с, что обеспечивает чистоту ствола скважины, способствует эффективному разрушению пород, предупреждению осложнений и охлаждению долота.

Расчет потерь давлений в скважине

При течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве потери давления определяются трением жидкости о стенки канала и зависят от режима течения, свойств жидкости и размеров канала, в частности, от его длины.

Расчет потерь в ЛБТ: L=1030,35 м.

Средняя скорость течения:

где S - площадь сечения жидкости в трубе, м²;

Динамическое напряжение сдвига:

Структурная вязкость ВПЖ:

Характер режима течения жидкости:

Так как Re*>Re_кр, то режим течения в трубе турбулентный, тогда

Расчет потерь давлений в СБТ:

Средняя скорость течения:

Динамическое напряжение сдвига:

Структурная вязкость ВПЖ:

Характер режима течения жидкости:

Так как Re*>Re_кр, то режим течения в трубе турбулентный, тогда

Расчет потерь в УБТ:

Средняя скорость течения:

Динамическое напряжение сдвига:

Структурная вязкость ВПЖ:

Характер режима течения жидкости:



Так как Re*>Re_кр, то режим течения в трубе турбулентный, тогда

Расчет забойного двигателя:

где ДP_c - перепад давления в ЗД, МПа (ДP_c=4МПа);

Расчет потерь давлений замков ЛБТ:

где l_t - длина одной трубы, м;

L - длина колонны труб, м;

d_T - внутренний диаметр труб, мм;

d_H - внутренний диаметр замка, мм;

Расчет замков СБТ:

Расчет долота:

м_Н - коэффициент расхода в промывочных отверстиях долота;

f - площадь сечения промывочных отверстий долота, м²;

Кольцевое пространство

Расчет потерь в ЛБТ₁:

Средняя скорость течения:

Характер режима течения жидкости:



Так как Re<Re_кр, то режим течения ламинарный, тогда

где в= в(Sen) - параметр Сен-Венана;

тогда в=0,5;

Расчет потерь в ЛБТ₂:

Расчет потерь в СБТ:

Средняя скорость течения:

Характер режима течения жидкости:

Так как Re<Re_кр, то режим течения ламинарный, тогда

в=0,40

Расчет потерь в УБТ:

Средняя скорость течения:

Характер режима течения жидкости:

Так как Re<Re_кр, то режим течения ламинарный, тогда

в=0,25

Расчет потерь в забойном двигателе:

Средняя скорость течения:

Характер режима течения жидкости:

Так как Re<Re_кр, то режим течения ламинарный, тогда

в=0,05

Расчет потерь в замках ЛБТ₁ ничтожно малы поэтому мы их не будем рассчитывать.

Таблица 14 - Потери давления в скважине

Участок	l, мм	D, мм	d, мм	S, мм2	U, м/с	ReКР	л (в)	?p, МПа
трубное пространство
ЛБТ	1030,35	147	125	12265	1,72	5290	0,03	0,43
СБТ	248	127	109	9327	2,26	7826	0,03	0,21
УБТ	48	178	90	6359	3,62	13944	0,02	0,15
т/бур	8,25	195	-	-	-	-	-	2,8
замки ЛБТ	1030,35	168	80	-	-	-	-	0,21
замки СБТ	248	155	96	-	-	-	-	0,02
долото	-	-	-	-	-	-	-	0,61
кольцевое пространство
ЛБТ1	500	147	227	22074	0,89	14587	(0,5)	0,22
ЛБТ2	530,35	147	215,9	19628	0,95	14146	(0,5)	0,4
СБТ	248	127	215,9	23929,8	0,3	14723	(0,40)	0,09
УБТ	48	178	215,9	11719	0,71	10444	(0,25)	0,05
т/бур	8,25	195	215,9	6741	2,63	7474	0,05	0,07
замки ЛБТ1	500	245	168	-	-	-	-	0,02
замки ЛБТ2	530,35	215,9	168	-	-	-	-	0,022
замки СБТ	248	215,9	155	-	-	-	-	0,012
УДPс	-	-	-	-	-	-	-	5,3

Верхняя обвязка буровой

Расчет стояка:

Расчет шланга:

Расчет вертлюга:

Расчет ведущей трубы:

Расчет манифольда:

Таблица 15 - Потери давления в поверхностной обвязке

Участок	а, Па*с2/м3*кг	?p, МПа
Стояк	3,35	0,17
Манифольд	13,2	0,69
Шланг	1,2	0,06
Вертлюг	0,9	0,04
Ведущая труба	1,8	0,09
УДPп.о.	-	1,03

Выбор типа насоса

Выбираем насос, рабочее давление которого Р_Н при i-диаметре втулок, удовлетворяющий условию:

где P_Н - давление насоса, МПа;

УДP_i - сумма потерь давления, МПа.

УДP_i=6,4 МПа,

Выбираем насос УНБ-600 с рабочим давлением P_Н=9,8 МПа.

Рабочее давление насоса:

Фактическая подача насоса:

Таблица 16 - Рабочие характеристики бурового насоса БРН-1

Диаметр цилиндровых втулок, мм	Давление нагнетания, МПа	Рабочее давление, МПа	Подача насоса, л/с	Фактическая подача, л/с
140	16,9	13,5	19,8	17,8
150	14,4	11,52	23,1	21,5
160	12,5	10,0	26,6	23,9

Построение НТС-номограммы и определение режима работы насоса

НТС-номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса и скважины. Гидравлической характеристикой производительности насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления от диаметра втулок в координатах Р-Q.

Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, включая потери в долоте, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины.

Расчет гидравлического забойного двигателя:

где ДP_c - перепад давления в ЗД при расходе Q_c=30 л/с (ДP_c=6МПа);

Полученные результаты в таблице .

Таблица - Потери давления в ЗД и в скважине

Н, м	Р, МПа	Q, л/с
	140	150	160	17,8	20,8	23,9
1030	2,4	2,8	3,2	4,82	7,36	9,85
950				4,49	6,85	9,1
850				3,72	5,68	8,36

Из НТС-номограммы (Приложение 2) следует, что при использовании насоса УБН-600 бурение следует вести на втулках d=150 мм и расходе промывочной жидкости 20,8 л/с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Расчет бурильных колонн для нефтяных и газовых скважинах. Учебное пособие-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010-99 с.

2. Гидравлические расчеты в бурении. Методические указания к практическим занятиям по курсу «Технология бурения нефтегазовых скважин» / Составитель Т.О. Акбулатов, - Уфа: УГНТУ, 2002.

3. Расчет гидравлической программы проводки скважин. Методические указания к выполнению курсовой работы по курсу «Гидроаэромеханика в бурении» / Составитель Т.О. Акбулатов, - Уфа: УГНТУ, 2003.

4. К.В. Иогансен Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1986. - 294с.

5. Левинсон Л.М., Акбулатов Т.О., Акчурин Х.И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2000 -88с.

Размещено на Allbest.ru