Файл: 2. Техническая часть. Обоснование точки заложения скважины.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 98
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;
-bi,bj коэффициенты гидросопротивлений, зависящие от глубины скважины (L), м-5.
Рп =Ргд +Роч +Рг
где Ргд - перепад давления в долоте, МПа (кН/м2);
Роч - давление на очистку забоя, МПа;
Рг - гидроимпульсное давление, МПа;
Рп - потери давления, МПа .
Ргд = (G-GBp+Gn)/FP - (Ртп + Рк),
где G - осевая нагрузка на долото, кН;
GBp - вес вращающихся деталей забойного двигателя, кН;
Gn - осевая нагрузка на подпятник осевой опоры турбобура, кН;
FP - площадь вращающихся деталей турбобура, м2;
Ртп - суммарный перепад давления в турбобуре, кН/м2.
Р r=gж *- Сж * hз2 * W з2/2 Vп
где gж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;
Сж - скорость звука в промывочной жидкости внутри бурильной колонны, м/с, Сж=130 м/с;
W3 - угловая частота продольных вибраций долота, 1/с;
Vп - скорость потока промывочной жидкости в бурильной колонне;
Hз - амплитуда продольных вибраций долота, м.
h3 = r(l - Cos(z/2п)) Sin В,
где г - радиус шарошки по периферийному венцу П, м;
z - количество зубцов долота на венце П;
В - угол между осью долота и осью шарошки, град.
Ws = 2nf3,
где f3 - частота продольных вибраций долота, Гц;
f3 = 1/Т,
где Т - период зубцовых вибраций, 1/с.
Т = В (tz + 6)/wR,
где В=1,1 - коэффициент, учитывающий при отрыве долота от забоя, зависимый от частоты вращения долота;
tz - шаг зубьев по периферийному венцу шарошки долота; w - частота вращения долота, 1/с ; R - радиус долота, м;
б - ширина площадки притупления зуба, м.
Vn= 4Q/n(Dc-dH)2,
где Q - расход промывочной жидкости, м3/с;
Dc - диаметр скважины, м;
dH - диаметр бурильной колонны, м;
Роч = Nоч/Q min,
Где Nоч - мощность, затраченная на очистку, Вт.
Noh = 0,785 Dc2g*(pn - pm) * Vm * Н,
где рп - плотность горной породы, кг/м3;
Vм - механическая скорость бурения, м/с; Н - длина интервала, м.
Gвр = 30 / Gзд,
где Gзд - вес забойного двигателя, кН.
FP = П dT2/4,
где dr - диаметр турбинок турбобура, м.
Для нахождения а; найдем коэффициенты, учитывающие сопротивление в манифольде (амо), для бурового шлама (аш), в вертлюге (ав), ведущей трубе (авт) и долоте (ад
), но из-за малого значения последнего им можно пренебречь.
а; = 0,04 + 0,052 + 0,044 + 0,4*10"4 = 0,176 м
Определяем коэффициент bi,bj
Для ТБПВ bi =2,78 * 10"4 М , bj =0,6 * 10"4 М
Для ЛБТ bi = 3,6 * 10"4 М , bj =0,4 * 10"4М
Для турбобуров bj = 5 * 10"5 М
Ввиду малых значений коэффициентов сопротивлений для УБТ, ими можно пренебречь.
Расчет для интервала 0-800 м.
R= 0,1476м, r = 0,071м
Q= 55 л/с = 0,055 м3/с
f3 = 42*0,1476 / 1,1 * (0,019 + 0,003)= 256,2Гц
W = 2 * 3,14 * 256,2* 10"1 = 1608,7 с в = 57° 30'
Нз = 0,071 (1 - Cos6) Sin 57 30' - 4,53 * 10"4 м
Vn = 4 * 0,055 /3,14(0,324-0,127)2 = 1,81м/с Gbp = 0,30 * 20,2 = 6,06 кН Gn=+(20-30) кН
Fp= 3,14*0,152/4= 0,018 m2
Рг = 1160 * 1300 * (4,53 * 10"4)2 * 1608,772*1,81 =22122,7 Па или, = 0,2 МПа
Для предварительно выбранного
Ртп = 4,5 МПа
Ргд = 1/0,018 (109,4 - 6,06 + 20) * 103 - (4,5 + 0,2) * 106 = 2,2 МПа
Nоч = 0,785*0,3242*9,81* (2600 - 1160) * 0,018 * 800 = 16763 Вт
Роч = 16763/0.057= 294089 Па = 0,29 МПа
Рп = 2,2 + 0,29 + 0,2 = 2,69 МПа
Qth = (9,46 - 2,69) * 106 /3*[1160(0,176 + 2,76 * 10 -4 *823) + 1270 * 0,6 * 104 *
*883] = 0,061 м3/с
Исходные данные и результаты вычислений сведем в табл.2.10.2
Таблица 2.10.2
Исходные данные для расчета расхода промывочной жидкости по интервалам бурения и результаты их вычислений
2.10.3. Расчет частоты вращения долота
-bi,bj коэффициенты гидросопротивлений, зависящие от глубины скважины (L), м-5.
Рп =Ргд +Роч +Рг
где Ргд - перепад давления в долоте, МПа (кН/м2);
Роч - давление на очистку забоя, МПа;
Рг - гидроимпульсное давление, МПа;
Рп - потери давления, МПа .
Ргд = (G-GBp+Gn)/FP - (Ртп + Рк),
где G - осевая нагрузка на долото, кН;
GBp - вес вращающихся деталей забойного двигателя, кН;
Gn - осевая нагрузка на подпятник осевой опоры турбобура, кН;
FP - площадь вращающихся деталей турбобура, м2;
Ртп - суммарный перепад давления в турбобуре, кН/м2.Р r=gж *- Сж * hз2 * W з2/2 Vп
где gж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;
Сж - скорость звука в промывочной жидкости внутри бурильной колонны, м/с, Сж=130 м/с;
W3 - угловая частота продольных вибраций долота, 1/с;
Vп - скорость потока промывочной жидкости в бурильной колонне;
Hз - амплитуда продольных вибраций долота, м.
h3 = r(l - Cos(z/2п)) Sin В,
где г - радиус шарошки по периферийному венцу П, м;
z - количество зубцов долота на венце П;
В - угол между осью долота и осью шарошки, град.
Ws = 2nf3,
где f3 - частота продольных вибраций долота, Гц;
f3 = 1/Т,
где Т - период зубцовых вибраций, 1/с.
Т = В (tz + 6)/wR,
где В=1,1 - коэффициент, учитывающий при отрыве долота от забоя, зависимый от частоты вращения долота;
tz - шаг зубьев по периферийному венцу шарошки долота; w - частота вращения долота, 1/с ; R - радиус долота, м;
б - ширина площадки притупления зуба, м.
Vn= 4Q/n(Dc-dH)2,
где Q - расход промывочной жидкости, м3/с; Dc - диаметр скважины, м;
dH - диаметр бурильной колонны, м;
Роч = Nоч/Q min,
Где Nоч - мощность, затраченная на очистку, Вт.
Noh = 0,785 Dc2g*(pn - pm) * Vm * Н,
где рп - плотность горной породы, кг/м3;
Vм - механическая скорость бурения, м/с; Н - длина интервала, м.
Gвр = 30 / Gзд,
где Gзд - вес забойного двигателя, кН.
FP = П dT2/4,
где dr - диаметр турбинок турбобура, м.
Для нахождения а; найдем коэффициенты, учитывающие сопротивление в манифольде (амо), для бурового шлама (аш), в вертлюге (ав), ведущей трубе (авт) и долоте (ад
), но из-за малого значения последнего им можно пренебречь.
а; = 0,04 + 0,052 + 0,044 + 0,4*10"4 = 0,176 м
Определяем коэффициент bi,bj
Для ТБПВ bi =2,78 * 10"4 М , bj =0,6 * 10"4 М
Для ЛБТ bi = 3,6 * 10"4 М , bj =0,4 * 10"4М
Для турбобуров bj = 5 * 10"5 М
Ввиду малых значений коэффициентов сопротивлений для УБТ, ими можно пренебречь.
Расчет для интервала 0-800 м.
R= 0,1476м, r = 0,071м
Q= 55 л/с = 0,055 м3/с
f3 = 42*0,1476 / 1,1 * (0,019 + 0,003)= 256,2Гц
W = 2 * 3,14 * 256,2* 10"1 = 1608,7 с в = 57° 30'
Нз = 0,071 (1 - Cos6) Sin 57 30' - 4,53 * 10"4 м
Vn = 4 * 0,055 /3,14(0,324-0,127)2 = 1,81м/с Gbp = 0,30 * 20,2 = 6,06 кН Gn=+(20-30) кНFp= 3,14*0,152/4= 0,018 m2
Рг = 1160 * 1300 * (4,53 * 10"4)2 * 1608,772*1,81 =22122,7 Па или, = 0,2 МПа
Для предварительно выбранного
Ртп = 4,5 МПа
Ргд = 1/0,018 (109,4 - 6,06 + 20) * 103 - (4,5 + 0,2) * 106 = 2,2 МПа
Nоч = 0,785*0,3242*9,81* (2600 - 1160) * 0,018 * 800 = 16763 Вт
Роч = 16763/0.057= 294089 Па = 0,29 МПа
Рп = 2,2 + 0,29 + 0,2 = 2,69 МПа
Qth = (9,46 - 2,69) * 106 /3*[1160(0,176 + 2,76 * 10 -4 *823) + 1270 * 0,6 * 104 *
*883] = 0,061 м3/с
Исходные данные и результаты вычислений сведем в табл.2.10.2
Таблица 2.10.2
Исходные данные для расчета расхода промывочной жидкости по интервалам бурения и результаты их вычислений| Интервал, м | P1, кг/м3 | P2, МПа | Рк, МПа | Роч, МПа | Ргд, МПа | Ртп, МПа | Рп, МПа | Qтн м3/с |
| 0-800 | 1160 | 1270 | 0,24 | 0,2 | 2,2 | 4,5 | 4,38 | 0,061 |
| 800-1200 | 1120 | 1215 | 0,9 | 0,09 | 3,19 | 5 | 4,99 | 0,032 |
| 1160-1980 | 1120 | 1237 | 0,7 | 0,10 | 5,25 | 5 | 5,05 | 0,032 |
| 1980-2730 | 1120 | 1275 | 0,5 | 0,13 | 5,58 | 5 | 6,28 | 0,030 |
2.10.3. Расчет частоты вращения долота
Расчет частоты вращения долота проводится из условия необходимого контакта зуба долота с горной породой
пт = (4,8...7,2) * 103(tz+6)/t*R
где 4,8 - для твердых пород; 7,2 - для мягких пород
tz - шаг зубьев долота, м;
б - притупление зуба долота, м;
R - радиус долота, м;
t - время контакта зубьев долота с горной породой, мс;
тк - 2...8 мс
2 мс - для мягких пород
8 мс - для твердых пород
По интервалам бурения частота вращения долота составит:
Интервал 0-800 м
пт = 7 * 103 * (28 +6)/4* 147,5= 403,4 об/мин
Интервал 800-1200 м
пт = 6,5 * 103 * (26 +5) / 4 * 107,95= 467 об/мин
Интервал 1200-1980м
пт= 6 * 10 3* (26 +4)/ 4,5 * 107,95= 371 об/мин
Интервал 1980-2730 м
пт= 5,5 * 103 * (27 +4) / 5,5* 107,95= 2 87 об/мин
2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
Максимальную величину давлений на выкидке буровых насосов рассчитываем по формуле:
Рmах= (Gдmах - Gвp - Gn) / Fp) + 0,5 Ртп + Роч,
где Одтах - максимальная нагрузка на долото, кН;
Gвр - вес вращающих деталей турбобура, кН;
Gдmax =30 Gзд,
Gn - осевая нагрузка на осевую опору турбобура, кН;
FP - расчетная площадь, на которую действует гидравлическая нагрузка, м2.
FP = п dт2/4,
где (1т - диаметр турбинок турбобура, м;
Ртп - перепад давления в турбобуре, МПа;
Роч - давление, необходимое для обеспечения очистки забоя скважины от шлама, МПа.
Роч = Nоч/Q,
где Nоч - мощность расходуемая на подъем шлама, кВт;
Q - предварительно принятый расход, м3/с.
Nоч = п Dc * g /4 *(рп - pm) * Vмех * Н,
где Dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;
рп - плотность горной породы, кг/м3;
Vмех - механическая скорость бурения, м/с;
Н - длина интервала бурения, м.
Для интервала 0-800 м:
Gap =0,3* 20,2= 6,06 кН
Gn = 20... 30 кН, осевая нагрузка на осевую опору турбобура принимается в зависимости от крепости пород, так для пород категории
"М" Gn = 20 кН, категории "С" - Gn = 30 кН.
Fp= 3,14*0,0152/4 =0,0176 м2
Nоч= ((3,14*0,3242*9,81)/4)*(2600- 1160)* 0,018 * 800= 16763 Вт
Роч= 16763 /0,061= 0,27 МПа
Ртп = 4,5 МПа
Ртах = ((109,4-6,06+20)* 103/ 0,0176)* 0,5 * 4,5 * 106 *0,27* 10* =9,86 МПа
Для последующих интервалов бурения расчет ведется аналогично, и результаты сводятся в табл.2.10.3
Таблица 2.10.3
Максимальные давления на выкиде бурового насоса по интервалам бурения
| Интервал, | Gвp, | Gn, | FP, | Ртп, | Nоч, | Q, | Vмex, | Рmах, |
| м | кН | кН | м2 | МПа | кВт | м3/с | м/с | Мпа |
| 0-800 | 6,06 | 20 | 0,0176 | 4,5 | 13,619 | 0,061 | 0,018 | 9,86 |
| 800-1200 | 12 | 20 | 0,0118 | 5 | 26,816 | 0,032 | 0,012 | 11,12 |
| 1200-1995 | 12 | 20 | 0,0018 | 5 | 38,15 | 0,032 | 0,010 | 11,9 |
| 1995-2730 | 11 | 20 | 0,0018 | 6 | 43,54 | 0,030 | 0,07 | 13,6 |