Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры.

Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.

 

Проектирование режима бурения

Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2) Тип долота – III-215, 9 МЗ-ГВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215, 9 МЗ-ГВ-R155;

· турбобур 3ТСШ1-195;

· УБТ Æ 178 мм – 10 м;

· ТБПВ 127х9;

· ЛБТ 147х9;

4) Параметры промывочной жидкости:

· r = 1100 кг/м³;

· УВ = 25¸ 30 сек;

· ПФ = 5¸ 6 см³/30мин.

 

Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

№№	Элементы КНБК
	Типоразмер, шифр	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Примечание
1	2	3	4	5	6
1	III 295, 3 СЗ-ГВ-R175	295, 3	0, 40	90	Бурение вертикального интервала под кондуктор
2	8 КС 295, 3 МС	295, 3	0, 90	200
3	Т 12РТ-240	240, 0	8, 20	2017
4	8 КС 290, 0 МС	290, 0	0, 90	200
5	УБТС2-203	203, 0	12	2413
1	III 295, 3 СЗ-ГВ-R175	295, 3	0, 4	90	Бурение под кондуктор с набором зенитного угла
2	8 КС 295, 3 МС	295, 3	0, 90	200
3	ТО2-240	240, 0	10, 20	2593
4	УБТС2-203	203, 0	12	2413
5	СИБ-1	172, 0	9, 60	500
1	III 295, 3 СЗ-ГВ-R175	295, 3	0, 40	90	Бурение под кондуктор со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
2	8 КС 295, 3 МС	295, 3	0, 90	200
3	СТК-290	290	0, 20	12
4	2ТСШ1-240	240, 0	16, 5	4100
5	УБТС2-203	203, 0	12	2413
1	III 215, 9 МЗ-ГВ-R155	215, 9	0, 40	37	Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
2	9 КП 215, 9 МС	215, 9	0, 50	50
3	УОК-215	200, 0	0, 40	34
4	СТК-213, 0	213, 0	0, 20	10
5	3ТСШ1-195	195, 0	25, 70	4790
6	УБТС-178	178, 0	72, 00	11232
1	МF-15	215, 9	0, 40	37	Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла
2	9 КП 215, 9 МС	215, 9	0, 50	50
3	УОК-215	200, 0	0, 40	34
4	3ТСШ1-195	195, 0	25, 70	4790
5	УБТС-178	178, 0	72, 0	11232
1	2	3	4	5	6
1	MF-15	215, 9	0, 40	37	Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением)
2	9 КП 215, 9 МС	215, 9	0, 50	50
3	3ТСШ1-195	195, 0	25, 70	4790
4	СИБ-1	172, 0	9, 60	500
5	УБТС-178	178, 0	72, 00	11232
1	215, 9 МСЗ-ГНУ-R71	215, 9	0, 40	37	Резервная компоновка для корректировки ствола скважины
2	9 КП 215, 9 МС	215, 9	0, 50	50
3	ДВО-195	195, 0	7, 70	1350
4	СИБ-1	172, 0	9, 60	500
5	УБТС-178	178, 0	12	1872

Примечание:

1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.

Выбор расхода промывочной жидкости

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

 

 (2.13)

где q = 0, 65 м/с – удельный расход;

F_з – площадь забоя;

 

 (2.14)

 

где D_д – диаметр долота.

D_д = 215, 9 мм;

м²;

м³/с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

 

 (2.15)

 

где U_oc – скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп – площадь кольцевого пространства, м²;

 

 (2.16)

 

где d_ш – средней диаметр крупных частиц шлама;

r_п – плотность породы, кг/м³;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

d_ш =0, 0035+0, 0037× D_д; (2.17)

 

 (2.18)

где D_тр – диаметр турбобура, м.

d_ш =0, 0035+0, 0037*0, 2159 = 0, 0043 м;

0, 36 м/с;

 м²;

 м³/с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

 

 

где М_уд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

М_с – момент турбобура при расходе Q_c жидкости r_с;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0, 3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

М_g = 1200 Нм; Q_c = 0, 03 м³/с; r_с = 1000 кг/м³; r = 1100 кг/м³, М_с=1500 Н/м.

 м³/с.

Из трех расходов Q₁, Q₂, Q₃ выбираем максимальный расход: 0, 03 м³/с и далее в расчетах будем принимать этот расход.

 

Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2) легкосплавных бурильных труб;

3) соединительных элементах (замках) ЛБТ;

4) стальных бурильных труб;

5) замков СБТ;

6) утяжеленных бурильных труб;

7) турбобура;

8) бурового долота (насадки);

9) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: