![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •КурсоВой проект
- •Составление регламента на углубление вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2870 м на Сургутском месторождении
- •1 Геологическая часть
- •2 Техническая часть
- •2.1 Анализ состояния техники и технологии бурения скважины на месторождении
- •Продолжение таблицы 6
- •Продолжение таблицы 6
- •П родолжение таблицы 6
- •2 .2 Выявление вида и зон осложнений в скважине
- •2.3 Конструкция скважин
- •2 .4 Тип и свойства промывочной жидкости
- •2 .5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза
- •2.6 Разделение геологического разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости
- •2 .7 Выбор типа долота и его промывочного узла
- •2 .8 Выбор способа бурения
- •2 .9 Обоснование компоновки бурильной колонны
- •2.10 Проектирование режима бурения
- •2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото
- •2.10.2 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
- •2 .10.3 Проектирование расхода промывочной жидкости.
- •2.10.4 Расчет частоты вращения долота
- •2.11 Расчет гидравлической мощности насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости
- •2.12 Выбор забойного двигателя
- •2.13 Расчет диаметра насадок долот
- •2.14 Расчет бурильной колонны на прочность
- •2.15 Проектирование профиля скважины
- •2 .16 Выбор буровой установки
- •2.17 Аварии и осложнения
- •2.18 Мероприятия по технике безопасности при углублении скважины и спо и по охране природы
2 .10.3 Проектирование расхода промывочной жидкости.
Проектирование расхода промывочной жидкости рассчитываем их условия:
,
(27)
где
-
технологически необходимая величина
расхода ,
м3/с;
, (28)
где
-
гидроимпульсное давление, Па;
-
коэффициент гидросопративлений, м-4
[29];
;
(29)
-
соответственно учитывают сопротивления
в манифольде, стояке, вертлюге, ведущей
трубе и долоте;
м-4;
-
коэффициент гидросопративлений,
зависящих от L,
м-5[5];
-
длины секций бурильной колонны с разными
диаметрами и
толщинами стенок труб, м;
для ЛБТ, УБТ и ПК:
;
(30)
-
внутренний диаметр труб, м;
,
(31)
Рассчитаем технологически необходимую величину Q, удовлетворяющую основным технологическим требованиям процесса углубления скважины для интервала 30-710м.:
м-5;
м-5;
м-5;
м-5;
м-5;
м-5;
м-5;
м-3;
л/с.
Для остальных интервалов расчёт технологически необходимой величины Q, удовлетворяющей основным технологическим требованиям процесса углубления скважины рассчитывается по той же методике, что и для интервала 30-710м.
Исходные и расчётные данные снесены в таблицу 23.
2.10.4 Расчет частоты вращения долота
Частота вращения долота , об/мин, при которой обеспечивается необходимое время контакта вооружения долота с забоем для достижения объемного разрушения пород на забое скважины, определим по формуле:
,
(32)
где
tz - средняя величина шага зубцов периферийных венцов шарошки долота измерим непосредственно с долота.
R - радиус долота, м (см);
к - 2…8 мс - нижний предел для мягких пород, верхний - для твердых.
Вычисления других интервалов проводят аналогично, исходные данные к последующим расчетам и результатам этих расчетов приведены в таблице 24
Определяем частоту вращения долота для интервала 30-710м:
об/мин,
Определяем частоту вращения долота для интервала 710-1350м:
об/мин,
Определяем частоту вращения долота для интервала 1350-2520м:
об/мин,
Т
аблица
23 – Технологически необходимый
расход бурового раствора
Интервал, м |
УБТ |
ПК |
ЛБТ |
ai, м-4 |
li, lj, м |
Qтн, л/с |
Pmax, МПа |
Pоч, МПа |
Pдт, МПа |
|||||
li bi, м-5 |
lj bj, м-5 |
li bi,м-5 |
lj bj, м-5 |
libi, м-5 |
lj bj, м-5 |
УБТ |
ПК |
ЛБТ |
||||||
30-710 |
0,0934 |
0,00017 |
0,513 |
0,00268 |
0.127 |
0,0056 |
0,36 |
18 |
456 |
228 |
50 |
13,01 |
0,32 |
1,17 |
710-1350 |
0,0623 |
0,002 |
0,493 |
0,0248 |
0,488 |
0,071 |
12 |
438 |
876 |
40 |
10,87 |
0,59 |
3,4 |
|
1350-2520 |
0,1245 |
0,004 |
0,621 |
0,0313 |
1,0695 |
0,155 |
24 |
552 |
1920 |
37 |
13,73 |
0,35 |
6,3 |
|
2520-2870 |
0,1556 |
0,005 |
0,636 |
0,0326 |
1,290 |
0,187 |
30 |
576 |
2264 |
34 |
14,27 |
0,38 |
6,7 |
Таблица 24 – Частота вращения долота
Интервал, м |
Кτ |
tz, м |
R, м |
τк, млс |
nτ, об/мин |
Способ бурения |
|
от |
до |
||||||
0 30 710 1350 2520 |
30 710 1350 2520 2870 |
7,2 7 6.6 6,6 6,4 |
0.046 0.042 0.025 0,025 0.027 |
0.197 0.148 0.108 0.108 0,108 |
2 3 3.5 4 4,2 |
68 664 430 385 381 |
роторный турбинный турбинный турбинный турбинный |