Файл: Ский томский политехнический университет институт Институт природных ресурсов Направление нефтегазовое дело Кафедра Бурения скважин бакалаврская работа.docx

Расчет требуемого расхода бурового раствора

Произведен расчет требуемого расхода бурового параметра, учитывая следующие граничные условия проектирования: сохранение устойчивости стенок скважины, качественная очистка забоя, необходимость полного выноса шлама, недопущение гидроразрыва и интенсивного размыва стенок скважины. По результатам проектирования построены области допустимого расхода бурового раствора и выбраны итоговые значения с учетом дополнительных проверочных расчетов: обеспечение работы забойного

двигателя, обеспечение производительности насосов. Результаты проектирования расхода бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблицах 25 и 26.

Таблица 25 – Проектирование расхода бурового раствора

Интервал	0-1018	1018-2590
Исходные данные
Dд, м	0,2953	0,2159
K	0,65	0,65
Kк	1,4	1,3
Vкр, м/с	1,50	0,50
Vм, м/с	0,0050	0,0050
dбт, м	0,147	0,147
dмах, м	0,240	0,195
dнмах, м	0,0111	0,0056
n	5	6
Vкпмин, м/с	1,5	1,5
Vкпмах, м/с	0,5	0,5
ρсм – ρр, Н/м3	200,00	200,00
ρр, Н/м3	11466,00	10976,00
ρп, Н/м3	24000	24000
Результаты проектирования
Q1, м3/с	0,044	0,024
Q2, м3/с	0,046	0,027
Q3, м3/с	0,076	0,054
Q4, м3/с	0,039	0,015
Q5, м3/с	0,033	0,025
Q6, м3/с	0,032	0,028
Дополнительные проверочные расчеты
Qтабл, м3/с	0,032	0,03
ρтабл, кг/м3	1000	1000
ρбр, кг/м3	1170	1120
M, Н*м	298	258
Mтабл, Н*м	2700	1500
m	2	1
n	0,9	0,9
Qн, м3/с	0,0268	0,0306
Qпров1, м3/с	0,010	0,012
Qпров2, л/с	0,048	0,028

---

Интервал	0-1018	1018-2590
1	2	3
Исходные данные
Q1, л/с	0,044	0,024
Q2, л/с	0,046	0,027
1	2	3
Q3, л/с	0,076	0,054
Q4, л/с	0,039	0,015
Q5, л/с	0,033	0,025
Q6, л/с	0,032	0,028
Области допустимого расхода бурового раствора
ΔQ, л/с	>0,032-0,046	>0,03-0,027
	<0,076	<0,054
Запроектированные значения расхода бурового раствора
Q, л/с	0,048	0,028
Дополнительные проверочные расчеты (оценка создаваемого момента на забойном двигателе)
Qтн, л/с	0,032	0,03
ρ1, кг/м3	1000	1000
ρбр, кг/м3	1170	1120
Mтм, Н*м	2991	2009
Mтб, Н*м	3499	2250

---

Таблица 26 – Проектирование областей допустимого расхода бурового раствора

7. 1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   ...   36

---

Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

Бурильная колонна (БК) состоит ив компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.

Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра - ступень КБТ.

Бурильная колонна предназначена в общем случае для:

1. 
   Передачи вращения от ротора к долоту;
   
2. 
   Восприятия реактивного момента забойного двигателя;
   
3. 
   Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины;
   
4. 
   Создания осевой нагрузки на долото;
   
5. 
   Подъема и спуска долота и забойного двигателя;
   
6. 
   Проведения вспомогательных работ.
   

Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:

1. 
   Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.
   
2. 
   Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.
   
3. 
   Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.
   

В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:

• 
  растягивающие силы от собственного веса;
  
• 
  растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;
  
• 
  силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;
  
• 
  силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения);
  
• 
  силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;
  
• 
  изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;
  
• 
  осевая сжимающая сила в нижней части колонны;
  
• 
  крутящий момент при вращении колонны;
  
• 
  изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;
  
• 
  динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.
  

---

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [21].

Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая – в нижней. Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней – при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.

Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.

При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2445 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени,

для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146

м с внутренним диаметром 0,068 м. Для первой ступени компоновки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл. 2 [21] выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Л, тип замкового соединения ЗП – 168 – 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл. 2 [21]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ – 172.

---