Фактическая производительность и развиваемое давление определяются условиями всасывания по формулам.
Рф=Рт· k, МПа (2.40).
где Рт, — теоретическая и давление насоса, МПа;
k — коэффициент наполнения насоса, равный 0,85−0,95.
Гидравлической характеристикой турбобура является зависимость давления ΔΡт от Q. Для сравнения построим характеристики турбобуров: 3ТСШ-195ТЛ, 3ТСШ1−195, А7ГТШ.
МПа (2.41).
где ΔΡс, Qс, ρс — справочные данные (18(;
3ТСШ-195ТЛ — ΔΡс=3,7 МПа; Qс=0,030 м3/с; ρс=1000 кг/м3;
А7ГТШ — ΔΡс=8 МПа; Qс=0,030 м3/с; ρс=1000 кг/м3;
3ТСШ1−195 — ΔΡс=3,9 МПа; Qс=0,035 м3/с; ρс=1000 кг/м3.
Характеристики турбобуров представлены в таблице 2.
9.
Таблица 2.9 — Характеристики турбобуров.
Q, м3/с 27,5· 10−3 31,5· 10−3 36· 10−3 3ТСШ-195ТЛ 3,47 4,34 5,79 А7ГТШ 7,5 10,23 13,36 3ТСШ1−195 3,77 4,95 6,47.
Расчёт потерь давления на разные условия ведётся согласно формулам подобия.
— для турбулентного режима, МПа; (2.42).
— для ламинарного режима, МПа. (2.43).
Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м представлена в таблице 2.
10.
Таблица 2.10 — Потери давления в элементах бурильной колонны на глубине 2000 м Участок БК Длина труб ℓ, м Режим течения Q, л/с 27,5 29 31,5 36 Внутри труб ЛБТ 1425.
Турбулентный 0,83 0,93 1,09 1,43 СБТ 575 Турбулентный 0,61 0,68 0,8 0,88 УБТ1 48 Турбулентный 0,21 0,24 0,28 0,31 3ТСШ1−195 25,7 Турбулентный 3,77 4,2 4,95 6,47 Долото — Турбулентный 1,88 2,1 2,47 2,74 Замки на.
ЛБТ 1425.
Турбулентный 0,027 0,031 0,036 0,047 Замки на.
СБТ 575 Турбулентный 0,07 0,078 0,09 0,12 Рiтр 7,39 8,26 9,71 11,99 В кольцевом пространстве ЛБТI 701 Турбулентный 0,31 0,35 0,41 0,54 ЛБТII 724 Ламинарный 0,227 0,24 0,26 0,29 СБТ 575 Ламинарный 0,18 0,19 0,23 0,23 УБТ 48 Турбулентный 0,27 0,11 0,13 0,14 3ТСШ1−195 25,7 Турбулентный 0,27 0,3 0,35 0,46 Рiкп — - 1,08 1,16 1,36 1,66 Рi — - 8,47 9,42 11,07 13,65.
Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м представлена в таблице 2.
11.
Таблица 2.11- Потери давления в элементах бурильной колонны на глубине 1000 м Участок БК Длина труб ℓ, м Режим течения Q, л/с 27,5 29 31,5 36 Внутри труб ЛБТ 425 Турбулентный 0,24 0,27 0,32 0,41 СБТ 575 Турбулентный 0,61 0,68 0,8 0,88 УБТ 48 Турбулентный 0,21 0,24 0,28 0,31 3ТСШ1−195 25,7 Турбулентный 3,77 4,2 4,95 6,47 Долото — Турбулентный 1,88 2,1 2,47 2,74 Замки на ЛБТ 425 Турбулентный 0,008 0,009 0,01 0,011 Замки на СБТ 575 Турбулентный 0,07 0,078 0,09 0,12 Рiтр 6,78 7,36 8,92 10,941 В кольцевом пространстве ЛБТ 425 Ламинарный 0,13 0,14 0,15 0,17 СБТ1 202 Ламинарный 0,066 0,07 0,076 0,086 СБТ2 373 Ламинарный 0,091 0,097 0,1 0,12 УБТ 48 Турбулентный 0,098 0,11 0,13 0,14 3ТСШ1−195 25,7 Турбулентный 0,27 0,3 0,35 0,46 Рiкп — - 0,65 0,72 0,8 0,97 Рi — - 7,4 8,08 9,72 11,91.
Характеристика скважины представлена в таблице 2.
12.
Таблица 2.12 — Характеристика скважины Расход, м3/с Глубина, м 1000 2000 3000 27,5.
31,5 3,63.
4,4 4,7.
5,8 5,76.
6,75 36 5,44 7,18 8,41.
Строим характеристики насоса, турбобура и скважины (рисунок 2.4) Из НТС — номограммы следует, что бурить можно турбобурам типа ТСШ все интервалы при расходах 27,5 л/с и 31,5 л/с; для нормальной очистки забоя, выноса шлама необходимо использовать насос УНБ-600 с регулируемым приводом с диаметром втулки 160 при котором обеспечивается расход 0,029 л/с. При этом бурение можно вести во всем интервале эксплуатационной колоны.
Рисунок 2.4 — НТС-номограмма.
2.
6.2 Статистический анализ обработки долот.
Произведём первоначальную разбивку и результаты занесём в таблицу 2.
13.
Таблица 2.13 — Расчленение разреза на режимно-технологические пачки Конструкция Скважины Интервал, м Количество долот Параметры промывочной жидкости Номер пачки Направление (долото ІІІ 393,7 СГВУ) 0−30 0,07 ρ=1160−1180 кг/см3.
ПФ=6−8 см3/30мин УВ=30−35 с 1 Кондуктор (долото 295,3 МСЗГНУ) 30−500 1,54 ρ=1160−1180 кг/см3.
ПФ=6−8 см3/30мин УВ=30−35 с.
2 Промежуточная (долото ІІІ 215,9 МЗГВ) 510−900 0,86 ρ=1060−1080 кг/см3.
ПФ=8−10 см3/30мин УВ=22−25 с.
3 900−1350 1,75 ρ=1080−1120 кг/м3.
ПФ=6−8 см3/30 мин УВ=20−23 с 4 Эксплуатационная колонна (долото ІІІ 215,9 СГВ) 1400−2550 4,96 ρ=1140−1160 кг/см3.
ПФ=4−6 см3/30мин УВ=23−25сек 5 2550−3222 6,57 ρ=1400−1600 кг/м3.
ПФ=4−6 см3/30 мин УВ=25−27 с 6.
В таблице 2.14 приведены технологические параметры, при которых разбуриваются эти режимные пачки.
Для общей комбинации сочетаний уровней факторов по анализируемым во всех режимных картах осреднённые значения механической скорости и занесём в таблицу 2.
15.
Таблица 2.14 — Технологические параметры Интервал, м Тип забойного двигателя Q, л/с P, МПа G, т 0−30 ротор 64 13 Вес инструмента 30−500 Т 12 РТ-240 32 13 510−1350 3ТСШ1−195 32 13 160−180 1400−3222 3ТСШ1−195 32 13 150−190.
Таблица 2.15 — Осредненные значения механических скоростей Номер пачки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 4 17,69 20 12,5 47,6 19,2 29,1 35,1 18,1 23,9 24,6 16,5 40,6 23,6 22,9 5 20,5 13 8,2 10,9 9,09 12,7 11,2 21,6 16,7 17,4 6,5 7,55 13,8 18,8 7,7 10,4 10,8 13,4 14,9.
Для оценки совместимости сомнительных элементов с остальными элементами выборки воспользуемся критерием Груббса.
;, (2.44).
где х1, хn — значение крайних сомнительных элементов;
среднеарифметическое значение показателя;
(2.45).
n — объём выборки;
S — среднеквадратичное отклонение показателя;
(2.46).
если γi≤γкрит, то xmax (xmin) принадлежит ряду, в противном случае сомнительное значение отбрасывается.
Для 4-й пачки:
;
;
;; γкрит=2,46;
оба значения входят в выборку, следовательно, остальные тоже в выборке.
Для 5-й пачки:
;
;
;; γкрит=2,6;
оба значения входят в выборку, следовательно, остальные тоже в выборке.
После корректировки рядов определим уточненные величины средне-арифметических значений и среднеквадратичных отклонений и приступим к сравнению интервалов по буримости.
; (2.47).
. (2.48).
Критические значения критерия Стьюдента t1-p/2 принимаем при уровне значимости Р=0,05 и числе степени свободы.
;
;
.
Разобьём 4 и 5 пачку на более мелкие интервалы (по нагрузке) и покажем результаты в таблице 2.
16.
Таблица 2.16 — Расчленение пачки по различным нагрузкам Режимная пачка Диапазон нагрузок, кН Вид ряда Значения показателей 1 2 3 4 5 6 7 8 4 120−130 tбур 13 18,5 15,8 17 12,3 5,3 16 6,3 Vмех 17,7 20 12,5 47,6 19,2 29,1 35,1 18,1 130−150 tбур 13,2 13,3 10 16,5 Vмех 23,9 24,6 16,5 40,6 150−160 tбур 12,5 11,5 Vмех 23,6 22,9 5 160−170 tбур 10,3 9,3 7,9 8,8 Vмех 20,5 13 8,2 10,9 5 170−175 tбур 8,3 9 10 11,5 7,4 9,3 21,5 6,8 Vмех 9,1 12,7 11,2 21,6 16,7 17,4 6,5 7,55 175−180 tбур 13,5 13 7 8,2 8,8 13,1 8,3 Vмех 13,8 18,8 7,7 10,4 10,8 13,4 14,9.
Рассчитаем характеристики рядов и затем построим графики зависимостей. Результаты расчётов занесены в таблицу 2.
17.
Таблица 2.17 — Характеристика рядов Режимная пачка Диапазон нагрузок, кН n ,.
м/ч ,.
ч t1-p/2 tспо, ч tспо/tб ,.
м/ч 4 120−130.
130−150.
150−160 8.
2 24,9.
26,4.
23,25 13.
13,25.
12 11,6.
10,2.
0,5 4,8.
2,6.
0,7 2,3.
2,8.
4,7 6,4.
6,4.
6,4 0,49.
0,48.
0,53 16,7.
17,8.
15,2 5 160−170.
170−175.
175−180 4.
7 13,5.
12,84.
12,8 9,0.
10,5.
10,3 5,3.
5,3.
3,5 1,0.
4,7.
2,8 2,8.
2,3.
2,4 7,6.
7,6.
7,6 0,84.
0,72.
0,73 7,34.
7,5.
7,4.
В таблице 2.17 приведены также данные по времени на СПО, необходимые для расчета рейсовой скорости. Оптимальная нагрузка по статистическим данным и соответствующие ей сочетания уровней факторов соответствует максимуму рейсовой скорости. Для нахождения Vpmax построим графики зависимости Vp=ψ(G).
м/ч (2.49).
где tСПО — время на СПО определяется для середины каждой пачки.
По полученным результатам построим зависимость рейсовой скорости от осевой нагрузки (рисунок 2.4).
Рисунок 2.4 — Зависимость рейсовой скорости от нагрузки.
Вывод: 4 режимную пачку нужно разбуривать при нагрузке 160−180 кН, так как наибольшая рейсовая скорость достигается при этом режиме работы (долото 215,9МЗ-ГВ, турбобур 3ТСШ1−195, расход жидкости Q=32 л/с). Пятая режимная пачка разбуривается при нагрузке 150−180 кН (долото 215,9 СГВ, турбобур 3ТСШ1−195, расход жидкости Q=32 л/с).
2.
6.3 Расчёт рабочих характеристик турбобура.
Рабочая характеристика служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых существует устойчивая работа турбобура, а также оптимизации режимов турбинного бурения (18(.
об/мин (2.50).
где n — величина частоты, с которой вращается вал, об/мин;
nx — величина частоты, с которой вращается вал на холостом ходу, об/мин;
МТ — величина тормозного момента, Н· м;
Н. м (2.51).
где М — величина крутящего момента вала турбобура, Н· м;
Муд — величина удельного момента на долоте, Муд=0,006 м; [15, С.11−13].
μ - величина коэффициента трения, возникающего в опорах турбобура, μ=0,05−0,08;
РГ — величина гидравлической нагрузкина опоры турбобура, Н;
ρ - величина среднего радиуса трения, м;
м (2.52).
где D1, D2 — размеры резинового кольца подпятника, м;
м;
(2.53).
где Dср, DВ — средний диаметр турбин и диаметра вала шпинделя, м;
ΔΡТ,ΔΡд — перепады давления в турбобуре и долоте; ΔΡТ=5,27 МПа;
ΔΡд=3,90 МПа;
Мтб — масса турбобура; Мтб=4790 кг.
кН.
Параметры турбин n, M пересчитываем на заданный расход и плотность.
об/мин (2.54).
Н/м (2.55).
где nс, Мс, ΔРс — соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qс плотностью ρс, приводимые в паспорте турбобура, nс=470 об/мин, Мс=1800 Н· м, ΔРс=6,5 МПа; [15, С.11].
об/мин;
Н· м.
Расчётные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбо-бура.
При Gi<Рг,.
об/мин. (2.56).
При Gi>Рг,.
об/мин; (2.57).
Вт; (2.58).
м; (2.59).
Н. м; (2.60).
м; (2.61).
Муп=0,06· 0,068=0,408 м;
Мр=0,06· 0,068·139,75·103=570 Н· м.
При Gi =0 <Рг,.
nр= n0 =423/1690(2· 1690−550·0,2159−570(=673 об/мин;
Мд=550· 0,2159=118,7 Н· м;
N0=118,7· 673/60·2·3,14=8,34 кВт.
Результаты расчётов занесены в таблицу 2.
18.
Таблица 2.18 — Результаты расчета рабочей характеристики турбобура.
G, кН 0 50 100 150 200 250 300 n, об/с 673 649 625 580 454 328 202 Мд, Н· м 118,7 418,7 718,7 1018,7 1318,7 1618,7 1918,7 N, кВт 8,36 28,4 47 61,8 62,6 55,6 40,5.
Из практики известно, что турбобур останавливается при ni<0,4nр, а приPг-Gi-<104 Н наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. Допускаемая нагрузка на долото 250 кН. Рабочая зона 155−235 кН. Оптимальная область работы турбобура 3ТСШ1−195 от 155 до 190 кН. Рабочая характеристика турбобура 3ТСШ1−195 представлена на рисунке 2.
5.
Рисунок 2.5 — Рабочая характеристика турбобура 3ТСШ — 195.
2.
6.4 Составление проектного режима бурения.
Выбор режима бурения каждого интервала производится по результатам статистического анализа отработки долот и гидравлической программы проводки скважины. Проектный режим бурения представлен в таблице 2.
19.
Таблица 2.19 — Проектный режим бурения Режимная пачка Интервал, м Толщина, м Тип долота Способ бурения Режим бурения от до Нагрузка, кН Расход, л/с Диаметр втулок, мм 1 0 30 30 393,7 СГВУ ротор в/и 64 160 2 30 710 680 295,3МСЗ-ГНУ Т 12 РТ-240 в/и 64 160 3 710 1300 590 215,9 МЗГВ 3ТСШ1−195 100−120 32 160 4 1300 1900 600 215,9 МЗГВ 3ТСШ1−195 120−160 32 160 5 1900 2550 650 215,9 СГВ 3ТСШ1−195 160−180 32 160 6 2550 3000 450 215,9 СГВ 3ТСШ1−195 155−190 32 160.
2.
6.5 Обоснование типоразмера ПВО.
Из расчетов устьевое давление.
.
Рабочее давление ПВО определяется по формуле.
.
В соответствии с конструкцией скважины и праметром рабочего давления целесообразно выбрать обвязку колонной головки типа ОКК1−210−146(245 [6, С.150−152].
Выберем схему ПВО № 1, поскольку величина рабочего давления не выше 210 атм, и величина диаметра долота 215,9 мм (рисунок 2.10). В соответствии с рабочим давлением возможно использование ПВО типа ОП2−230(350, в состав которого базируется на:
превенторе универсальном ПУ1−230(350; плашечномпревенторе ППГ-230(350;
манифольде МПБ2−80(350.
Для данного комплекта ПВО определена величина номинального диаметра по проходному сечению 230 мм, что при выбросе может привести к разгерметизации устья, как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.
1, 2 — универсальный и плашечныйпревенторы;
3 — устьевая крестовина;
4, 6 — задвижки с гидравлическим и ручным управлением;
5 — манометр с запорным и разрядным устройствами;
7 — регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением;
8 — отбойная камера с разрядным устройством.
Рисунок 2.11 — Схема монтажа ПВО.
2.
6.6 Обоснования способа вхождения в продуктивный пласт и конструкции забоя.
Так как по составу продуктивного пласта отмечаются пропластки песчаников мелкои среднезернистых, в коллекторе повышается процент пор, снижается цементированность, то с целью исключения проникновения песка в полость скважины необходимо принять забой закрытого типа, при спуске эксплуатационной колонны к подошве продуктивного пласта, и только затем производить перфорацию.
1- эксплуатационная колонна;
2- цементный камень;
3- продуктивная залежь;
4- перфорационные отверстия Рисунок 2.12 — Схема вскрытия продуктивного пласта.
Заключение
.
Наклонная скважина должна иметь по возможности минимальную стоимость и обеспечивать достаточно надежную работу применяемого насосного оборудования, т. е. дополнительные ограничения на технологию бурения и эксплуатации скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальными. Для этого ствол скважины должен иметь минимальное количество перегибов и минимальную длину. Бурение наклонно — прямолинейного ствола требует применение жестких компоновок, что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того, в наклоном стволе скважины, особенно с большим зенитным углом, затруднено цементирование обсадной колонны, что снижает качество её крепления.
В данной работе были проведены расчеты по режиму бурения наклонной скважины на Высотном месторождении, что позволило детально изучить данный вопрос.
Список использованных источников
.
Акбулатов, Т. О. Гидравлические расчеты в бурении: Методические указания. — Уфа: Издательство УНИ, 1991. — 50 с.
Акбулатов, Т.О., Левинсон, Л. М. Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин: Учебное пособие. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 1994. — 68 с.
Баграмов, Р. А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1988. — 501 с.
Булатов, А.И., Пенков, А.И., Проселков, Ю. М. Справочник по промывке скважин. — М.: Недра, 1984, 317с.
Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники изобретений и рационализаторских предложений. Т. I-II. — M., 1988.
Иогансен, К. В. Спутник буровика: Справочник. — М.: Недра, 1990. — 303 с.
Калинин, А.Г., Григорян, Н.А., Султанов, Б. З. Бурение наклонных скважин: Справочник. — М.: Недра, 1990.
Конесев, Г. В. Буровые промывочные жидкости. — Уфа: УНИ-1983. — 91 с.
Конесев, Г. В., Мавлютов М. Р., Спивак А. И., Мулюков Р. А. Смазочное действие сред в буровой технологии. — М.: Недра, 1993, — 272 с.
Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидаций осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения / РД 39−147 009−88. — Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1988. — 97 с.
Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Гидроаэромеханика бурения» для студентов специальности 0906 «Бурение нефтяных и газовых скважин». Расчет гидравлической программы проводки скважины. — Уфа: УНИ-1987.
Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» к дипломному проектированию. — Уфа: УГНТУ -2000.
Методическое указание к выполнению курсовой работы по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин». — Уфа: УГНТУ — 1998.
Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 0908.
Гидравлические расчеты в бурении. — Уфа: УНИ -1991.
Методические указания к расчету рабочих характеристик турбобура. — Уфа: УНИ — 1985.
Методическое пособие к выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости» для студентов специальности 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин». — Уфа: УГНТУ — 2000.
Мирзаджанзаде, А.Х., Ширинзаде, С. А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. — М.: Недра, 1986. — 278 с.
Оптимизация процессов промывки и крепления скважин / А. Г. Аветисов, В. И. Бондарев, А. И. Булатов, Е. И. Сукуренко — М.: Недра, 1980 — 221 с.
Перечень рыбохозяйственных нормативов предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды, водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение. — Издательство ВНИРО. — М.: — 1999 г.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Гостехнадзором России 17.
12.84. — М.: НПО ОБТ, 1993. — 134 с.
Соловьёв, Е. М. Задачник по заканчиванию скважин — М.: Недра, 1978. — 178 с.
Соловьёв, Е. М. Заканчивание скважин — М.: Недра, 1979. — 241 с.
Cулейманов, М.М., Газарян, Г. С., Мангелян, Э. Г. Охрана труда в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1980. — 393 с.
24 Иванников, В.И. О природе осложнений при бурении скважин в неустойчивых глинистых породах // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.:ВНИИОЭНГ, 2004. — № 5.
25 Яров, А.Н., Жидовцев, Н.А., Гильман, К. М. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами. — М.: Недра, 1975. — 143 с.
Изм.
Лист.
№ докум.
Подпись.
Дата.
Лист.
СНТЗ. 21.
02.0202 з5БС14 ПЗ Разраб.
Провер.
Н. Контр.
Утверд.
Расчет себестоимости строительства скважины глубиной 3202 м в условиях Восточно-Сургутского месторождения.
Лит.
Листов.
з5БС14.
Изм.
Лист.
№ докум.
Подп.
Дата.
Лист.
СНТЗ. 21.
02.0202 з5БС14 ПЗ.
