25082 (Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"), страница 6

Давления и подачи У8-6МА

Диаметр втулки, мм	Допустимое давление, МПа	Теоретическая подача, м3/с	Фактическая подача, м3/с
160	16	0,0317	0,0269
170	13,9	0,0355	0,03018
180	12,2	0,0404	0,03434

Затем значения Q_ф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f().

На значениях подачи отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках, кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.

По таблице 2.8 определяем эти потери:

Эти потери найдены при расходе промывочной жидкости равном 0,026 м³/с.

Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Остальные потери давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.

Определяем потери давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и потерь зависящих от глубины.

Пересчитаем потери, не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Для остальных расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.

Рассчитаем также характеристику 3ТСШ1-195 для различных расходов. Результаты нанесем на график (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 НТС – номограмма.

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.

Исходные данные для расчета:

• Турбобур 3ТСШ1-195;

• Q = 0,026 м³/с;

• = 1100 кг/м³;

• D_д = 215,9 мм;

• М_уд = 4*10^-3 м;

• D_с = 0,130 м;

• D₁ = 0,149 м;

• D₂ = 0,124 м;

• D_в = 0,135 м.

В = 0,5*4790*9,81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.

Произведем расчет.

Определим параметры турбины n, М, :

Определим разгонный момент на валу турбобура:

где = 0,12 – коэффициент трения в опорах турбобура;

Р – средней радиус трения;

Р_г – гидравлическая нагрузка в турбобуре;

Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:

где М_т = 2*М, М_т – тормозной момент;

Определим удельный момент в пяте:

Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;

Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11

Gi, кН	0	50	125	150	175	200	260
ni, с-1	4,48	4,9	5,52	5,74	5,13	4,53	3,08
Мi, Нм	118,75	528,74	1143,74	1348,74	1553,74	1758,74	2250,74
Ni, кВт	3,34	16,275	39,69	48,63	50,11	50,047	43,514

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.

Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1-195

в координатах M – G; N – G; n – G.

Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 140 кН и 160 250 кН.

Из практики известно, что при Р_г - G_i < 10⁴ Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.

2.6.3 Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1; 2.6.1; 2.6.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.12.

Таблица 2.12

Сводная таблица режима бурения

Интервал бурения, м		Диаметр долота, мм	Тип забойного двигателя	Расход, м3/с	Давление, Мпа	Нагрузка на долото, кН	Параметры промывочной жидкости
от	до						, кг/м3	УВ, с	ПФ, см3/ 30мин
0	550	295,9	––	0,037	13	10-12	1120	35	6
550	1300	215,9	3ТСШ-195	0,026	15	17	1100	25	56

2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

На рис.2.3 приведена расчетная схема эксплуатационной колонны.

D_к =244,5 мм;

д_к = 8,9 мм;

Н_к = 550 мм;

D_э = 168 мм;

Н_э = 1300 м;

h₂ = 750 М;

с =1100 кг/м³;

с =1000 кг/м³;

Рисунок 2.3 Расчетная схема эксплуатационной колонны.

Цементный раствор от 550 до 1300 м. Облегченный цементный раствор от устья до 550 м. Подъем цемента осуществляется до устья скважины. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с = 1000 м/кг³.

Рассчитаем плотность облегченного цементного раствора:

где – давление поглощения на глубине 550 м;

где к_п – коэффициент поглощения, к_п = 1,5;

с_в – плотность воды, с_в =1000 кг/м³;

Н^{`</sup> – глубина поглощающего пласта, Н<sup>`} = 550м;

Округлим плотность облегченного цементного раствора до 1500 кг/м³.

Рассчитаем плотность цементного раствора по формуле:

где – давление поглощения на глубине 1300м;

где Р_пл – пластовое давление на глубине 1300 м, Р_пл = 9,0 МПа;

Плотность цементного раствора равна 1820 кг/м³.

Рассчитаем для цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Для цементного раствора:

Примем ф_ц.р. = 8,47 Па, з_ц.р. = 0,038 Па*с.

Рассчитаем для облегченного цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Примем ф_ц.р. = 4,05 Па, з_ц.р. = 0,018 Па*с.

2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

Определение внутренних давлений.

Максимальное значение рабочих внутренних давлений отмечается при испытании скважины на герметичность. Минимальные значения – в конечный период эксплуатации.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию.

где

Р_вz – внутренние давление на глубине Z;

где Р_опр – давление опрессовки;

Р_у – давление на устье.

Так как Р_опр < 10 МПа, то принимаем Р_опр = 10 МПа, где 10 МПа – минимальное опрессовочное давление для колонны диаметром 146 мм.

2) При окончании эксплуатации.

Определение наружных давлений.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию

для Z < H_скв,

где к – коэффициент разгрузки цементного камня, к = 0,25.

для Z = Н_скв

2) При окончании эксплуатации

2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений

Наружные избыточные давления:

Внутренние избыточные давления:

По полученным данным эпюры внутренних и наружных избыточных давлений (см. рис 2.4 и 2.5).

Рисунок 2.4 Эпюра наружных избыточных давлений.

Рис. 2.5 Эпюра внутренних избыточных давлений.

2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны.

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьб при спуске.