Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

Выбор буровой установки осуществляют по их классификационным параметрам – допускаемой нагрузке на крюке и условной глубине бурения. Следует отметить, что глубина бурения является предварительным ориентировочным параметром для выбора буровой установки. Выбор же буровой установки осуществляется по ее главному параметру – допускаемой нагрузке на крюке, определяемой из двух условий:

(55)
(56)

где – допускаемая нагрузка на крюке (принимается максимальное значение из полученных двух), кН;

– вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны в конструкции скважины. (При спуске колонны секциями – вес секции колонны или хвостовика, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;

– вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны при бурении скважины, кН;

– коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по обсадной и бурильной колоннам соответственно.

Коэффициент запаса по бурильной колонне принимается равным K б =1,67…2,0. Следует иметь в виду, что уменьшение коэффициента запаса влечет за собой понижение долговечности узлов и элементов подъемного механизма буровых установок. Поэтому для обеспечения повышенного срока службы оборудования предпочтительным является значение Kб 2,0.

Коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по обсадной колонне. Ко принимается из условия обеспечения запаса прочности резьбовых соединений обсадных колонн, равным Ko 1,15 (K o =1,15…1,6).

В соответствии с этим стандартом Американский нефтяной институт (АPI) рекомендует максимальные нагрузки, действующие на крюке, приводить в тоннах (2000 фунтов) (так называемые короткие тонны).

При определении типоразмера оборудования по рекомендуемой нагрузке необходимо обеспечить коэффициент надежности (запаса грузоподъемности), приводимый ниже в таблице 20, и при конструировании необходимо обеспечить, чтобы действующие напряжения не превышали 0,58 от предела текучести материала детали.

---

Таблица 19 – коэффициент надежности

Расчетная нагрузка R	Расчетный коэффициент надежности Kн
150 и менее	3
от 150 до 500	3-0,75*(R-150)/350
более 500	2,25

где R – величина нагрузки в тоннах (2000 фунтов)

Этим же стандартом рекомендуется величина испытательной нагрузки

(57)

но не менее 2R

где R – расчетная нагрузка, в тоннах;

– коэффициент надежности.

Параметры буровых установок, выпускаемых Уралмашзаводом и Волгоградским заводом буровой техники приведены в таблице 20

Таблица 20 – Параметры буровых установок

Наименование параметров	Значения параметров для классов буровых установок
	1	2	3	4	5	6	7		8			9		10			11	12
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	800	1000	1250	1600	2000	2500	3200		4000			5000		6300			8000	10000
Условная глубина бурения, м	1250	1600	2000	2500	3200	4000	5000		6500			8000		10000			12500	16000
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1-0,25
Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с, не менее	1,5															1,3
Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата кВт	200 -240	240 –360	300 – 440	440 - 550	550 – 670	670 – 900	900 – 1100		1100 – 1500			1500 – 2000		2200 – 3000			3000-4000
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	440	520			700					950					1250
Расчетная мощность привода ротора, кВт	180		300		370			440			550					750
Мощность бурового насоса, кВт	75	475/375	600/475		750/600		950/750		950			1180
Высота основания (отметка пола буровой), м	3	5	5,5		6			8			9		10			11

---

Исходя из условий принимаю вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны 1650 кН, а вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны 1200 кН





Обоим условиям удовлетворяет буровая установка 6 класса по ГОСТ 16293- 89 с допускаемой нагрузкой на крюке 2500 кН. Поскольку определяющим при выборе класса буровой установки оказался вес бурильной колонны (при Kб  2 ), проверим величину этого коэффициента для меньшего значения Q = 2000 кН, соответствующего весу обсадной колонны.

=1,65

Полученная величина K_б не превышает минимально допустимую (1,67), позволяет окончательно выбрать буровую установку 6 класса по ГОСТ 16293-89 с допускаемой нагрузкой на крюке 2500 кН. Для моих условий подойдет буровая установка БУ 5000/320ДГУ-1, где

ДГ – дизель-гидравлический привод основных механизмов;

У – универсальная монтажеспособность;

15. Гидравлическая программа скважины

    1. Расчет необходимого расхода бурового раствора

Промывочная жидкость должна обеспечивать отчистку забоя от шлама и транспортировку его на поверхность без аккумуляции в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенкой скважины. Также расход промывочной жидкости проектируется с учетом недопущения размыва стенок скважины, гидроразрыва пластов и обеспечения необходимой скорости истечения жидкости из насадок долота.

Расход необходимый для недопущения прихватов производится по формуле:

(58)

где S_MAX – максимальная площадь кольцевого пространства;

V_КПMIN – минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем V_КПMIN =0,5 м/сек;

Произведем расчет для кондуктора и эксплуатационной колонны соответственно:





Расход необходимый для эффективной очистки забоя скважины находится по формуле:

(59)

где a – коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65м³/сек на 1м² забоя, принимается a=0,65;

S_ЗАБ – площадь забоя, м².

Произведем расчет для кондуктора и эксплуатационной колонны соответственно:

---

Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

(60)

где V_ВОС скорость восходящего потока;

для пород категории М: V_восх = 0,9 – 1,3м/с;

для пород категории С: V_восх = 0,7 – 0,9м/с;

S_КП – площадь кольцевого пространства, м²;





Конечный расход бурового раствора определяется путем выбора максимальных из рассчитанных.

Конечный расход представлен в таблице 21.

Таблица 21 – Итоговый расход промывочной жидкости по интервалам

Интервал	Расход, м3/сек
Кондуктор	0,064
Эксплуатационная колонна	0,045

2. Гидродинамические расчеты бурового раствора

Средняя скорость потока в бурильной трубе и в кольцевом пространстве рассчитывается по формулам [33]:

(61)

(62)

где V – скорость потока, фунт/мин;

Q – расход бурового раствора, галлон/мин;

D – внутренний диаметр бурильных труб или УБТ, дюйм;

D₁ – наружный диаметр бурильных труб или УБТ, дюйм;

D₂ – внутренний диаметр обсадной колонны или открытого ствола, дюйм.

Подставляя известные величины в формулы получаем скорости потока в колонне и в кольцевом пространстве для кондуктора:





Также для эксплуатационной колонны:





Для дальнейших расчетов необходимо подсчитать число Рейнольдса для течения раствора в трубах и кольцевом пространстве, для этого воспользуемся формулами:

---

(63)

(64)

где – плотность бурового раствора, фунт/галлон;

μ_ep – эффективная вязкость раствора в бурильной колонне, 115сП (мПа*с);

μ_ea – эффективная вязкость раствора в кольцевом пространстве, 52сП (мПа*с);

Подставляя известные значения в формулы 64 и 64, получаем для кондуктора:




Для эксплуатационной колонны:





Рассчитываем коэффициент гидравлического сопротивления в бурильной колонне для кондуктора по формуле:

(65)

Для эксплуатационной колонны:



Рассчитываем потери давления в бурильной колонне для кондуктора по формуле:

(66)

где Ρ_р – потери давления, фунт/дюйм²;

V_p – средняя скорость потока, фунт/мин;

ρ – плотность раствора, фунт/галлон;

L – длина интервала, фут.

Для эксплуатационной колонны:

(67)

Коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства для кондуктора находим по формуле:

(68)

Для эксплуатационной колонны:



Рассчитаем потери давления в интервале кольцевого пространства для кондуктора по формуле:

(69)

Для эксплуатационной колонны:



Потери давления на долоте для бурения кондуктора в пересчете на размер насадок долота рассчитываются по формуле:

(70)
где Ρ_bit – потери давления, фунт/дюйм²;

ρ – плотность раствора, фунт/галлон;

D_н – внутренний диаметр насадки №1, №2, №3…. в 1/32 дюйма.

---