Проект проводки эксплуатационной скважины глубиной 2500м на месторождении Жетыбай

         = 5

         В УБТ:

         = 173083,3

         В кольцевом пространстве:

         =

         =

         Определяем критические значения критерий Рейнольдса:

        

        

        

        

         Определяем критические значения  скорости истечения бурового  раствора:

         ν_кр.m =

         ν_кр.у =

         ν_кр.кпm =

         ν_кр.кпу =

         Определяем фактические значения  скорости истечения бурового  раствора:

         ν_m=

         ν_у=

         ν_кпm=

         ν_кпу=

         Если ν_ф>ν_кр, то режим течения бурового раствора считается турбулентным, а при ν_ф<ν_кр – ламинарный.

         Определим критерий Рейнольдса:

         Re_m =

         Re_у =

         Re_кпm=

         Re_кпу=

 

         Потери давления в горизонтальной  части нагнетательного трубопровода:

         ∆

        

         Где d – 0.168м наружный диаметр нагнетательного трубопровода;

         δ – 0,012м толщина стенки

         λ – 0,02 коэффициент гидравлического  сопротивления.

 

         Потери давления в элементах  наземного оборудования

         ∆=

         ∆P_м=∆

         Где коэффициент гидравлических потерь находятся как сумма коэффициентов потерь в отдельных элементах циркуляционной системы

         a_c+a_ш+а_в+а_к=1,1*10⁵+1,2*10⁵+0,9*10⁵+0,9*10⁵=4,1*10⁵

        ∆=

         ∆P_м=∆

 

         Потери давления в бурильных  трубах

∆

         + = 0.1 + = 0.03

         Где коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах;

         k – шероховатость (k=3*10^-4)

         ∆

         Определяем коэффициент потерь  давления в бурильных трубах

         a_т=

 

        Потери давления в УБТ длиной l_у=50м

        + = 0.1 + = 0.04

      ∆

        Определяем коэффициент потерь давления в УБТ

         a_у=

         Потери давления в кольцевом пространстве, образованном между стенками скважины диаметром 0,1905м и бурильными трубами 0,127м при ламинарном режиме течения раствора

∆P_кпт =

           =  ν_кпт(0,5+ = 1.04(0.5+1.352 м/с

         ∆P_кпт = = +

         Коэффициент  потерь давления  кольцевого пространства

         а_кпт =

         Потери давления в кольцевом пространстве, образованном между стенками скважины и УБТ

         + = 0.1 + = 0,046

           =  ν_кпу(0,5+ = 4,46(0.5+32,4 м/с

         ∆P_кпу =

         Коэффициент  потерь давления 

         а_кпт =

         Потери давления в замковых  соединениях

∆P_з =

         Где n – число замковых соединений по длине колонны

        n = = = 191

         где l_т.т – среднее расстояние по длине колонны, м

         ξ = 0,96 – коэффициент гидравлического  сопротивления замкового соединения

         а_з =

         ∆P_з = = = 614099Па

         Вычисляем сумму потерь давления  во всех элементах циркуляционной  системы за исключением потерь  давления в долоте:

         ∆P_цс=∆P_м+∆P_т+∆P_у+∆P_кп+∆P_з = 614099 = 6,6МПа

 

         Оценка возможности гидроразрыва.

         Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва,

         P_г.д > P_г.р

         Где P_г.д  - гидродинамическое давление на пласт, Па

         P_г.д  = ρgH+∆P_кп = 1250*9.81*2500+ 2532008 =33,1МПа

         Где Н – глубина забоя скважины, м

         g – ускорения свободного падения

         ∆P_кп – потери давления в кольцевом пространстве, Па

         P_г.р - давления гидроразрыва пласта в заданных глубинах известное по данным промысловых исследований или по формуле:

         P_г.р = 0,0083Н + 0,66P_пл = 0,0083*2500 + 0,66*15 = 30,65МПа

         Из сравнения величин гидродинамического  давления на пласт и давления  гидроразрыва следует, что гидроразрыв пластов в процессе циркуляции брового раствора в скважине произойдет.

 

 

7.     Выбор буровой установки

         Каждый из узлов буровой установки,  как и сама установка в целом,  характеризуется различными параметрами  (мощностью, грузоподъемностью, развиваемым  или допускаемым давлением, габаритными  размерами, весом и др.)

         Кроме того, из числа основных  параметров следует выделить  наиболее важный стабильный показатель, не зависящий от каких-либо  внешних факторов. Таким показателем  является ее способность воспринимать  нагрузки, возникающие в процессе  проводки скважины, то есть грузоподъемность, которая по существу определяет  возможность использования данной  установки для бурения конкретной  скважины или группы скважин. 

         Этот показатель, в отличие от  других, называется главным параметром  буровой установки и принимается  за базу для классификации

         Различают номинальную и максимальную  грузоподъемность на крюке. Номинальная  грузоподъемность – нагрузка  на крюке, соответствующая наибольшему  весу бурильной колонны, допустимому  при номинальной длительной работе  оборудования. Она определяет предельную  глубину бурения трубами данного  типоразмера и необходима для  расчета узлов и деталий подъемной части буровой установки на выносливость с учетом динамических усилий.

         Учитывается целый ряд таких  нагрузок, воспринимаемых буровой  установкой при спуске обсадных  колонн и ликвидации прихватов,  то есть нагрузки нерегулярные  и кратковременные, необходимо  определить и регламентировать  также и максимальную грузоподъемность  на крюке, которую может воспринимать  подъемная часть буровой установки  без ущерба для своей прочности.  Максимальная грузоподъемность  определяет предельно-допустимую  нагрузку на крюке и является  исходной нагрузкой.

         При выборе типа буровой установки  в каждом случае необходимо  учитывать:

• Вес наиболее тяжелой колонны;
• Диаметр обсадных колонн, долот, бурильных труб;
• Способ бурения;
• Климатические условия;
• Условия поверхности рельефа;
• Компактность установки;
• Твердость, пластичность и абразивность пород подлежащих разбуриванию;
• Легкость и быстроту монтажа и демонтажа буровой установки

 

         Выбор бурового оборудования  начнем с подъемной части буровой  установки.

         Буровая вышка является подъемным  сооружением и предназначена  для СПО, при бурении, спуска  обсадных колонн, производства вспомогательных  работ и т.д. техническая характеристика  вышек включает грузоподъемность, высоту, размеры и расстояние  от пола до верхнего блока.  Буровая вышка имеет две характеристики  грузоподъемности:

• Номинальную
• Максимальную

         Номинальная - соответствует наибольшему весу колонны бурильных или обсадных труб, допустимую при нормальной длительной работе оборудования.

         Нагрузка, которую способна выдержать  вышка кратковременно, называется  максимальной; обычно максимальная нагрузка выше номинальной на 20-30%.

         Высотой вышки считают расстояние  по вертикали до нижней плоскости  опорных фундаментов до подкронблочного блока – это расстояние по технико-экономическим соображениям определяют длину буровых свеч, в пределах 16-18м, 22-26м, 34-38м. соответственно этому буровые вышки имеют длину 28,41 и 53м.

         Размеры нижнего основания выбирают  таким, чтобы обеспечить нормальные  и безопасные условия работы  буровой бригады, с учетом размещения  оборудования, инструмента и элементов  малой механизации.

         Нагрузка, действующая на вышку,  определяется по формуле:

Р_в = Р_кр + Р_тс + Р_н + Р_крон

         Р_кр – нагрузка на крюк, кН. Числено, равна весу наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

         Р_тс – нагрузка от веса подвижной части талевой системы, числено равное сумме весов талевого блока, подъемного крюка и талевого каната, Р_тс=60кН

         Р_н – нагрузка от натяжения ходового и неподвижного концов каната, кН

         Р_крон – нагрузка от веса кронблока, Р_крон=25кН

         Нагрузка от веса бурильной  колонны с учетом прихватов  и других сил, действующих на  колонну, определяется по формуле:

Р_кр=в_о*(q_бт*l_бт + q_убт*l_убт) + Р_к.в

         Где q_бт, q_убт – вес погонного метра труб и УБТ, Н;

         l_бт, l_убт – длина труб и УБТ, м;

         Р_к.в – вес рабочей трубы, вертлюга и бурового рукава, Н; Р_к.в=45кН

в_о = k_c*k_п*(1 -

         где k_c – коэффициент, учитывающий силы сопротивления движению колонны в скважине, k_c=1,1÷1,3

         k_п – коэффициент, учитывающий возможность затяжек и прихватов бурильной колонны, k_п=1,3

         – плотность бурового раствора, г/см³

         – плотность материала труб, г/см³.

         Нагрузка от натяжения подвижного  и неподвижного концов каната, определяется по формуле:

         Р_н = Р_хн + Р_мп

         Где Р_хн – натяжения подвижного конца каната во время подъема, можно определить по формуле:

Р_хн = (Р_кр+Р_тс)/(n*

         Где n – количества рабочих струн оснастки талевой системы;

         – КПД талевой системы, зависящий от оснастки.

Р_ст=Р_кр+Р_тс

         Количество рабочих струн оснастки  талевой системы определяется  по формуле:

n=m*P_ст/Р_разр

         где m – запас прочности каната, m=3÷5

         Р_разр – разрывное усилие каната, кН; Р_разр=785кН

         Натяжения неподвижного конца  каната можно определить по  формуле:

Р_мп=Р_ст* / n

         Высота вышки зависит от длины свечи и определяется по формуле:

h=l_св*(1,4÷1,7)

         где l_св – длина свечи, м

         в_о =1,2*1,3*(1- = 1,31

         Нагрузка от веса бурильной  колонны с учетом прихватов  и других сил:

         Р_кр=1,31*(181,485*2300+1137,96*50)+45000 = 154140Н

         Количество рабочих струн оснастки  талевой системы

         n=5*(60000+154140)/785000 = 2

         Натяжение неподвижного конца  каната:

         Р_мп= 214140*0,8/2 = 85656Н

         Натяжение подвижного конца каната  во время подъема:

         Р_хп= 214140/(0,8*2) = 133838Н

         Нагрузка от натяжения подвижного  и неподвижного концов каната:

         Р_н= 85656+133838 = 219494Н

         Нагрузка, действующая на вышку:

         Р_в= 214140+60000+219494+25000 = 518634Н

         Определяем высоту вышки:

         h=25*(1,4÷1,7) = 25*1,6 = 40 м

 

         По данным расчетов выбираем  буровую установку: БУ 2500/160 ДГУ – установка башенного типа, относится к 6 классу буровых установок.

 

Допускаемая нагрузка на крюке, кН	Условная  глубина бурения, м	Расчетная мощность на входном валу подъемного  агрегата, кВт	Расчетная мощность  привода ротора, кВт	Мощность  бурового  насоса, кВт	Вид привода
1600	2500	550	180	600	ДГ

 

         Где ДГ – дизель-гидравлический.

 

 

8.   Выбор параметров режима бурения

Определение расхода  промывочной жидкости