- •Содержание
- •Введение
- •1.Общая и геологическая характеристика
- •1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
- •1.2 Геологические условия бурения
- •1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения
- •2.Технологический регламент
- •2.1. Выбор и обоснование способов бурения
- •2.2. Конструкция и профиль проектной скважины
- •2.2.1. Проектирование и обоснование конструкции скважины
- •2.2.2. Обоснование и расчет профиля проектной скважины
- •2.3. Разработка режимов бурения
- •2.3.1. Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения
- •2.3.2. Расчёт осевой нагрузки на долото
- •2.3.3. Расчёт частоты вращения долота
- •2.3.4. Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента
- •2.4. Выбор бурового раствора и его обработка
- •2.4.1. Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
- •2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя
- •2.6. Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов
- •2.7. Обоснование критериев рациональной отработки долот
- •2.8. Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны
- •3.1. Конструктивные особенности буровых долот основных производителей
- •3.1.1. Вооружение шарошечных долот
- •3.1.2. Опоры шарошечных долот
- •3.1.3. Замковые устройства
- •3.1.4. Промывочные устройства шарошечных долот
- •3. 2. Алмазный буровой инструмент
- •3.3. Анализ работы долот при бурении под эксплуатационную колонну
- •3.3.1. Показатели работы долот фирмы «вбм-сервис»
- •3.3.2. Показатели работы долот фирмы «Smith»
- •3.3.3. Показатели работы долот фирмы «Буринтех»
- •3.3.4. Показатели работы долот фирмы «Security dbs»
- •3.4. Экономическая эффективность применения долот
- •3.5. Основные выводы
- •4. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении фахуд
- •4.1. Аннотация
- •4.2. Методика расчета
- •4.3. Расчет экономического эффекта от использования алмазного долота с двойным рядом вооружения бит 215,9 м-5 по сравнению с алмазным долотом бит 215,9 м -4
- •4.4. Расчет экономической эффективности
- •4.5. Графическая часть
- •5. Безопасность и экологичность проекта
- •5.1. Безопасность в рабочей зоне
- •5.1.1. Анализ опасных и вредных факторов
- •5.1.2. Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов
- •5.1.3. Пожарная безопасность
- •5.2. Охрана окружающей среды
- •Заключение
- •Список используемых источников
2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя
В разделе 2.1. был выбран турбинный способ бурения. Выбор забойного двигателя производится в зависимости от конструкции скважины, глубины и геологических условий проводки скважины.
Выбираемый забойный гидравлический двигатель должен отвечать следующим требованиям:
вращающий момент двигателя при его работе в условиях наибольшей мощности и КПД должен быть достаточным для вращения долота при заданной осевой нагрузке;
диаметр и жесткость забойного двигателя должны соответствовать КНБК для достижения заданной траектории скважины;
подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.
При выборе турбобура необходимо брать во внимание диаметр долота и номинальный момент на валу.
Диаметр гидравлического забойного двигателя определяется из условия:
Dтб = 0,9 ∙ Dд, мм (2.18)
где Dд – диаметр долота, мм.
Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 0 до 905 метров по формуле (2.18):
Dтб = 0,9 ∙ 295,3 = 265,7 мм;
Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 300 до 1390 метров по формуле (2.18):
Dтб = 0,9 ∙ 215,9 = 194,3 мм.
Номинальный крутящий момент (Мкр) на долоте рассчитывается по формуле:
Мкр = Муд ∙ Gос, (2.19)
где Муд – удельный момент на долоте, Н∙м / кН;
Gос – осевая нагрузка на долото, кН.
Муд = θ ∙ 1,2 ∙ Dд, (2.20)
где θ – опытный коэффициент, для шарошечных долот θ равен 1 Н∙м / кН;
Dд – диаметр долота, см.
Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 0 до 905 метров по формулам (2.19), (2.20):
Муд = 1 ∙ 1,2 ∙ 29,53 = 35,436 Н∙м / кН;
Мкр = 35,436 ∙ 74 = 2622,26 Н∙м.
Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 905 до 1740 метров по формулам (2.19), (2.20):
Муд = 1 ∙ 1,2 ∙ 21,59 = 25,908 Н∙м / кН;
Мкр = 25,908 ∙ 184 = 4767 Н∙м.
По полученным выше значениям выбираем турбобуры для соответствующих интервалов бурения.
Так как при бурении будут использоваться гидромониторные долота, следовательно, выбираются турбобуры шпиндельные, секционные потому что они выдерживают большие перепады и в них меньше потерь промывочной жидкости через уплотнительные элементы.
В соответствии с ГОСТ 26673-90 для бурения интервала под кондуктор будет использоваться турбобур 3ТСШ – 240, а для бурения интервала под эксплуатационную колонну 3ТСШ1 – 195.
Технические характеристики гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3 - Характеристика забойных гидравлических двигателей
Технические характеристики |
Забойный двигатель | |
3ТСШ – 240 |
3ТСШ1 – 195 | |
Расход промывочной жидкости, л/с |
32 |
30 |
Частота вращения вала, об/мин |
420 |
400 |
Крутящий момент на валу, Н∙м |
2500 |
1300 |
Перепад давления, МПа |
5 |
3,5 |
Длина, мм |
23550 |
25905 |
Масса, кг |
5980 |
4850 |
Присоединительная резьба: к долоту к бурильной колонне |
3 – 147 3 – 171 |
3 – 121 3 – 147 |