Машины и оборудование для бурения

1. Расчет конструкции скважины

       

        Под конструкцией скважины подразумевается число, диаметр обсадных колонн и толщина их стенок, глубины их спуска и диаметр долот для бурения под каждую обсадную колонну.

        Принимаем конструкцию скважины – условно вертикальной.

Таблица 1

№	НАИМЕНОВАНИЕ ПАРАМЕТРА	ЕД. ИЗМ.	УСЛ. ОБОЗН.	СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ	ЧИСЛ. ЗНАЧЕНИЕ
1	Глубина скважины	м	L	По заданию	6500
2	Диаметр эксплуатационной колонны	мм	DЭ	По заданию	146
3	Наружный диаметр  муфты ЭК	мм	Dн.э	[2,табл. 8.1]	166
4	Диаметральный зазор у ЭК	мм	∆э	[1,табл. 1.1]	20
5	Диаметр долота под ЭК: расчётный по ГОСТу 2692-75	мм	Dдэ	Dдэ = Dн.э. + ∆э  [1,табл. 1.1]	186 190,5
6	Ширина  уступа	мм	∆	[1,табл. с.7]	10
7	Внутренний  диаметр  промежуточной        колонны:	мм	dп	dп = Dдэ + ∆	200,5
8	Наружный  диаметр промежуточной        колонны (ПК) расчётный по ГОСТу 632-80	мм	Dп	Dп = Dд.э + Δ + 2δ [2,табл. 8.1]	217,5 219,1
9	Наружный  диаметр муфты ПК	мм	Dн.п.	[2,табл. 8.1]	244,5
10	Диаметральный зазор у ПК	мм	∆п	[1,табл 1.1]	30
11	Диаметр долота под ПК: расчётный по ГОСТу 206-92	мм	Dдп	Dдп = Dн.п.+ ∆п [1,табл. 1.1]	274,5 269,9
12	Внутренний  диаметр ТК:	мм	dт	dк = Dдп + ∆	279,9
13	Наружный  диаметр ТК по ГОСТу 632-80	мм	Dт	[2,табл. 8.1]	299
14	Наружный  диаметр муфты ТК	мм	Dн.т	[2,табл. 8.1]	323,9
15	Диаметральный зазор у ТК	мм	∆к	[1,табл. 1.1]	35
16	Диаметр долота под ТК расчётный по ГОСТу 206-92	мм	Dдт	Dдт = Dн.п + ∆к [1,табл. 1.1]	358,9 393,7
17	Внутренний  диаметр кондуктора: расчётный по ГОСТу 632-80	мм	dк	dн = Dдк +  ∆ [2,табл. 8.1]	403,7 404
18	Наружный  диаметр кондуктора	мм	Dк	[2,табл. 8.1]	426
19	Диаметр муфты кондуктора	мм	Dмк	[2,табл. 8.1]	451
20	Диаметральный зазор у муфты кондуктора	мм	∆к	[1,табл. 1.1]	50
21	Диаметр долота под кондуктор: расчётный по ГОСТу	мм	Dдн	Dдн  = Dмк + ∆к	501 505

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Выбор компоновки бурильной колонны

   

       Бурильная колонна при бурении вертикальных скважин состоит из компоновки низа БК

( КНБК) и бурильных  труб (БТ).

      КНБК включает в себя УБТ, долота, ЗД и центрирующие элементы ( калибраторы, центраторы и т.д.), определенное сочетание которых позволяет пробурить скважину согласно заданному профилю.

       Принимаем, что КНБК состоит из одной ступени УБТ. Тогда расчет при бурении ЗД заключается в определении диаметра и длины УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото, устойчивость и прочность компоновки.

       Длина одноступенчатой компоновки УБТ определяется по формуле: 

–  общая длина УБТ, м 
    –  осевая нагрузка на долото, кН

– плотности жидкости и материала УБТ, кг/ м³

  – масса одного погонного метра УБТ, кг/ м 
 

Расчет  бурильной колонны 

Расчетные допущения:

1. Влияние замков на силы сопротивления не учитывается

Таблица2

№	НАИМЕНОВАНИЕ ПАРАМЕТРА	ЕД. ИЗМ.	УСЛ. ОБОЗН.	СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ	ЧИСЛ. ЗНАЧЕНИЕ
1	Диаметр промежуточной колонны	мм	Dп	см. выше	219
2	Диаметр долота открытого ствола	мм	DД	см. выше	244,5
3	Условие бурения	──	──	Принимаем нормальное	Н
4	Диаметр УБТ	мм	Dубт	[1,табл. 1.2]	146
5	Длина одной УБТ	м	l0	принимаем	12
6	Наружный диаметр БТ	мм	D	[1,табл. 1.2]	114
7	Вес одного погонного метра УБТ	Н/м	qубт	[3,табл. 5.3]	976
8	Толщина стенки бурильных труб БТ	мм	δ	[3,табл. 5.11]	9
9	Внутренний диаметр БТ	мм	d	d = D –  2 δ	96
10	Вес одного погонного метра БТ	Н/м	q	[3, табл. 5.11]	265,0
Геометрическая  характеристика сечения  бурильных труб
11	Площадь сечения (по металлу)	см²	F	F = π( D² – d² )/4	29,67
12	Площадь проходного сечения	см²	Fп	Fп = πd² /4	72,34
13	Осевой  момент сопротивления	cм3	W	W = πD3[1 –  – (d/D)4] /32	72,27
14	Полярный  момент сопротивления	cм3	Wρ	Wρ = 2W	144,54
15	Осевой  момент инерции	cм4	I	I = π( D4 – d4 )/64	411,94
16	Полярный момент инерции	cм4	Iρ	Iρ = 2I	823,88
17	Материал  БТ	──	──	сталь
18	Модуль  упругости	МПа	Е	справочник	2,1*105
19	Модуль  сдвига	МПа	Gρ	справочник	0,8*105
20	Нагрузка  на долото	кН	G	[4, с. 62]	220
21	Плотность материала труб	кг/м3	ρм	По заданию	7850
22	Плотность бурового раствора	кг/м3	ρ	По заданию	1100
23	Коэффициент Архимеда выталкивающих сил	──	kA	kA = 1 –  ρ/ ρм	0,83
Расчет  при бурении с  использованием ЗД на статическую прочность (выносливость)
24	Сила  тяжести ЗД для  Dдэ = 190,5 мм	кН	Gзд	[4, с. 62]	58,6
25	Перепад давления в забойном двигателе	МПа	P	По заданию	0,5
26	Осевая  сила от перепада давления, действующая  на корпус ЗД для  Dдэ = 190,5 мм	кН	Fзд	Fзд = ΔР*Fп	46,7
27	Длина УБТ	м	l*убт	l*убт = 1,25* (G –Gзд * *kA*cosα– Fзд) /( qубт* *cosα )	333
28	Длина одной  УБТ	м	l0	принимаем	12
29	Целое число  труб	──	j	j = int(l*убт/l0)	28
30	Фактическая длина УБТ	м	lубт	lубт = j* l0	336
31	Нагрузка  на долото	кН	G	[4, с. 62], при	220
32	Диаметр БТ	мм	d	[1,табл. 1.2]	140
33	Диаметр УБТ	мм	DУБТ	[1,табл. 1.2]	219
34	Вес одного погонного метра УБТ	Н/м	qубт	[3,табл. 5.4]	2250
35	Толщина стенки бурильных труб БТ	мм	δ	[2,табл. 1.9]	9
36	Внутренний  диаметр БТ	мм	d	d = D –  2 δ	120
37	Вес одного погонного метра БТ	Н/м	q	[2,стр. 471]	293
Геометрическая  характеристика сечения  бурильных труб
38	Площадь сечения (по металлу)	см²	F	F = π( D² – d²  )/4		37,0
39	Площадь проходного сечения	см²	Fп	Fп = πd² /4		116,84
40	Осевой  момент сопротивления	cм3	W	W = πD3[1 –  – (d/D)4] /32		123
41	Полярный  момент сопротивления	cм3	Wρ	Wρ = 2W		246
42	Осевой  момент инерции	cм4	I	I = π( D4 – d4 )/64		861,4
43	Полярный  момент инерции	cм4	Iρ	Iρ  = 2I		1722,8
44	Осевая  сила от перепада давления, действующая  на корпус  ЗД для  Dдп = 244,5 мм	кН	Fзд	Fзд = ΔР*Fп		56,2
45	Длина УБТ	м	l*убт	l*убт = 1,25* (G –Gзд * *kA*cosα– Fзд) /( qубт* *cosα )		229
46	Длина одной  УБТ	м	l0	принимаем		12
47	Целое число  труб	──	j	j = int(l*убт/l0)		19
48	Фактическая длина УБТ	м	lубт	lубт = j* l0		192

 

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

 
 
 
 
 

3. Гидравлический расчет  промывки скважины 
 
 

Определяем  потери давления в  БТ при бурении: 

 

 

 

 
 

Потери  давления в УБТ  будут: 

Давление на долоте зависит от скорости истечения  раствора из насадок долота:

  Для гидромониторных долот ;  ;

Давления раствора в нагнетательной линии насоса при  бурении различных интервалах скважин: 

– под кондуктор 

 

– под промежуточную колонну

 техническую колонну

    

– под эксплутационную  колонну

    ,

где – потери давления в затрубном пространстве, кольцевом пространстве приняты одинаковыми для всех интервалов и равны 1 МПа, что составляет 5–7 % общих потерь.

 
 

Гидравлические  сопротивления ЦС делятся на две  категории:

1. Изменяющиеся с глубиной скважины – в трубах и затрубном пространстве  ;
2. Неизменяющиеся  с глубиной скважины – в наземной линии ,  в утяжеленных бурильных трубах и на долоте

                 

                 

 

График  промывки скважины

 

 
 

 
 

 

 

 
 
 
 

4. Выбор класса буровой установки

Таблица3

 
 
 

1	Масса погонного  метра направления	кг/м	qн	[2,табл. 8.1]	88,6
2	Вес направления  в воздухе	кН	Qокн	Qокн=g∙LH∙qн	43,46
3	Масса погонного  метра кондуктора	кг/м	qк	[2,табл. 8.1]	112,6
4	Вес кондуктора в воздухе	кН	Qокк	Qокк=g∙Lк∙qк	662,8
5	Масса погонного  метра технической колонны	кг/м	qп	[2,табл. 8.1]	78,3
6	Вес технической колонны в воздухе	кН	Qокп	Qокп=g∙Lпк∙qп	1382,6
7	Масса погонного  метра промежуточной колонны	кг/м	qэ	[2,табл. 8.1]	52,3
8	Вес промежуточной колонны в воздухе	кН	Qокэ	Qокэ=g∙Lэ∙qэ	2154,8
9	Масса погонного  метра эксплуатационной колонны	кг/м	qэ	[2,табл. 8.1]	28,8
10	Вес эксплуатационной колонны в воздухе	кН	Qокэ	Qокэ=g∙Lэ∙qэ	1836,4

                                                                                                                                

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 4

 

№	Наименование параметра	Ед.изм.	Усл.обоз.	Способ определения	Чис.знач.
1	2	3	4	5	6
1	Вес в воздухе  наиболее тяжёлой обсадной колонны	кН	QОК	таблица 3	1836,4
2	Вес в воздухе  наиболее тяжёлой бурильной колонны	кН	QБК	таблица 2	1924,1
3	Коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по обсадной колонне	_-		[4,стр.12]	1,15
4	Коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по бурильной колонне	_-		[4,стр.12]	2
5	Допускаемая  нагрузка на крюке для бурильной колонны	кН			3848,2
6	Допускаемая  нагрузка на крюке для обсадной колонны	кН			2111,9

 

Принимаем  _.

Данным условиям удовлетворяет буровая  установка 8 класса по ГОСТ 16293-89 с допускаемой нагрузкой на крюке 4000 кН.