Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


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;

Fз – площадь забоя;

 

 (2.14)

 

где Dд – диаметр долота.

Dд = 215, 9 мм;

м2;

м3/с.

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

 

 (2.15)

 

где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама;

Fкп – площадь кольцевого пространства, м2;

 

 (2.16)

 

где dш – средней диаметр крупных частиц шлама;

rп – плотность породы, кг/м3;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м3.

dш =0, 0035+0, 0037× Dд; (2.17)

 

 (2.18)


где Dтр – диаметр турбобура, м.

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

0, 36 м/с;

 м2;

 м3/с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

 

 

где Муд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости rс;

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:

Мg = 1200 Нм; Qc = 0, 03 м3/с; rс = 1000 кг/м3; r = 1100 кг/м3, Мс=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.


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2020-02-16; Просмотров: 243; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.021 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь