25281 (Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении), страница 4

2.3 Выбор способа бурения

Для обоснования способа бурения при выбранных шарошечных долотах, необходимо определить время контакта вооружения долота с забоем и частоту вращения долота для обеспечения времени контакта.

(22)

где: n_t – частота вращения долота, об/мин;

(4.8……7.2)10³ – коэффициент учитывающий твердость горных пород (7,2- для легких пород, 6,0- для средних пород; 4,8 – для крепких горных пород).

t_z – средняя величина шага зубьев долота по венцам Б В и переферийному (П) венцу шарошки, м;

b₃ – текущая средняя величина площадки притупления для зубцов шарошки, м;

R- радиус долота (желательно определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднить по количеству шарошек долота), м;

- время контакта вооружения долота с забоем(2- для очень мягких пород; 8- для твердых пород; 15 – для крепких пород), млс.

Данные для расчета по принятым типам долот приведены в таблице 20.

Таблица 20 - Результаты замеров для принятых долот

Производится расчет:

Интервал 0- 50м: можно не просчитывать

интервал 0-715 м:

интервал 715-1830 м:

интервал 1830-2560 м:

В результате расчетов частоты вращения долота установлено, что для бурения проектной скважины целесообразно применение роторно-турбинного способа бурения

2.4 Проектирование режима бурения по интервалам.

2.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Величина осевой нагрузки на долото определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины. В расчете используются значения твердости горных пород по штампу :

G_д=Р_ш F_к (2.23)

где: G_д – осевая нагрузка на долото, кН;

Р_ш твердость пород по тпампу, Мпа;

F_к – площадь контакта вооружения долота с забоем, м²

F_к = 0,4 b₃ ∑ l_i (2.24)

где: ∑ l_i – сумма длинн зубцов находящихся в одновременном контакте с забоем, м.

Максимально допустимые значения осевой нагрузки на долото по интервалам условно одинаковой буримости:

интервал 0-715 м:

интервал 715-1830 м:

интервал 1830-2560 м:

Расчетные значения G не превышают допустимую нагрузку на рекомендуемые типоразмеры долот.

2.4.2 Проектирование расхода бурового раствора

Минимальное значение расхода бурового раствора (Q_min) необходимой для очистки забоя скважины от шлама определяется по формуле:.

Q_min = 0 .785 V_к (Д_с² – d_н²) 10³ (25)

где V_к – средняя скорость течения глинистого раствора в затрубе, м/с

V_к= 1,25 V_в (26)

где: V_в – скорость витания частиц шлака в кольцнвом пространстве. м/с.

V_к= 1,25 V_в (26)

где: V_в – скорость витания частиц шлака в кольцевом пространстве. м/с.

(27)

где: R –постоянная Реттинчера, R=5,72 м/с при R_е >60;

d₄ – диаметр частиц шлака, м;

- плотность горной породы (п.2.5), кг/м³;

- плотность бурового раствора (п.2.5), кг/м³;

д_с – диаметр скважины, м;

d_н – минимальный наружный диаметр бурильной колонны,м;

(28)

где: R_e – критерий Рейнольда;

P -пластическая вязкость раствора, Па-С

P =(0,004-0,005) Р (29)

где: Р –динамическое напряжение сдвига, Па

Р= 0,0085 -7 (30)

Расчет минимального расхода бурового раствора по формулам

Интервал 0-50м: P=1,87 Па; PY= 0,0035 ПаС

интервал 0-715 м: Р=0,0085 1173 – 7 =2,97 Па

P =0,0045 2,97 = 0,0134 ПаС

V_к =1,25 0,66 = 0,83 м/с

715-1830м Q_min =0.785 0.83 (0.310² – 0.127²) 10³ = 52.0 л/с

Технологический необходимый расход бурового раствора определяется по формуле:

(31)

где: Q_ТН – технологически необходимая величина расхода для обеспечения процесса углубления скважины, л/с;

Р_max – максимально допустимое давление на выкиде буровых насосов, Мпа;

Р_ДТ –технологически необходимая величина перепада на долоте, Мпа:

Р_R - гидроимпульсное давление 2-3 Мпа;

- плотность промывочной жидкости внутри бурильной колонны и в заколонном пространстве, кг/м³;

а_i – коэффициент гидросопротивления независящий от глубины скважины м^-4;

l₁, l₂ – длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщиной стенок, м;

b_i, b_j – коэффициент гидросопротивления зависящий от длины м^-5

а_i=a_mc+a_М+а_в+а_ТВ (32)

где: a_mc,a_М,а_в,а_ТВ учитывает соответственно сопротивления в монифольте, в стояке, вертлюге, ведущей трубе, м^-4 \9, приложение1\.

(33)

где: d_В – внутренний диаметр труб.скважины секции,м.

(34)

где: Д_с – диаметр скважины с учетом увеличения,м

(35)

где: Д_Д – диаметр долота, м. интервал 1830-2560 м:

Результаты расчетов сведены в таблицу 21. Расход промывочной жидкости при нормальных условиях бурения должен соответствовать выражению.

Q_ТН > Q > Q_min (36)

Таблица 21 - Расход промывочной жидкости по интервалам

2.4.3 Расчет частоты вращения долота

Частота вращения долота определяется при выполнении условия обеспечения необходимого времени контакта вооружения долота с забоем \9\:

(37)

где: n - частота вращения долота, об\мин;

G_Д – динамическая составляющая осевой нагрузки на долото.Н;

С =5100 м\с – скорость звука в материале вала забойного двигателя;

К_ВД – коэффициент, учитывающий мгновенную задержку частоты вращения вала забойного двигателя при вдавливании зуба шарошки долота в породу;

Е = 2,1 10¹¹ – модуль упругости материала, н\м²;

F – площадь поперечного сечения вала турбобура, м²;

R_Д –радиус долота. м;

- время контакта, млс;

β - угол между осью долота и осью шарошки.

(38)

где: G_СТ – статическая составляющая осевой нагрузки на долото, Н.

(39)

интервал 0-716м:

Расчет остальных интервалов аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 22.

Таблица 22 - Частота вращения долота

2.4.4 Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

Максимальная величина давления на выкиде буровых насосов является одним из главных параметров, который определяет работу гидравлического забойного двигателя и оказывает существенное влияние на темп углубления скважины.

Расчет производится по методике (9)

(40)

где: Р_max - максимальная величина давления на выкиде буровых насосов, мПа;

G –осевая нагрузка на долото, ;

G_ВР – вес вращающихся элементов забойного двигателя, Н;

F_р – площадь поперечного сечения турбинок;

Р_Т- перепад давления в турбобуре, мПа;

G_П- осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется в зависимости от твердости пород, G_П=+30кН:

(41)

где: d_cр – средний диаметр турбинок, Н;

(42)

где: G₃ – вес забойного двигателя, Н; b – 0,85 – архимедова сила.

интервал 0-715м: