2.6. Выбор бурового оборудования

Выбирается буровая установка для бурения скважины глубиной 1950 м

1) Запас грузоподъемности:

,

где G_кр – вес крюка, -вес наиболее нагруженной обсадной колонны.

Вес кондуктора:

(2.6.1)

где - длина кондуктора, м; - вес 1 м кондуктора, Н.

Остальные обсадные колонны рассчитываются аналогично.

Вес промежуточной колонны:

Вес эксплуатационной колонны:

Вес бурильной колонны с УБТ (рассчитан выше):

Наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске промежуточной колонны.

При расхаживании бурильной колонны нагрузку следует увеличить на 25%:

< [3]

При расхаживании наиболее тяжелой обсадной колонны нагрузку следует увеличить на 15%:

< [3]

Таким образом:

На основании полученных результатов выбрана буровая установка БУ-125БрЭ с электрическим приводом переменного тока максимальной грузоподъемностью 2 МН (нагрузка от наиболее тяжелой обсадной колонны меньше максимальной: 0,83<2), оснасткой талевой системы 56, однобарабанной шестискоростной лебедкой, двумя буровыми насосами У8-6МА2 и ротором Р-560).Технические характеристики буровой установки приведены в табл. 2.6.1.

Таблица 2.6.1

Технические характеристики буровой установки БУ-125БрЭ

Максимальная грузоподъемность, МН	2
Максимальная оснастка талевой системы	5 6
Длина свечи, м	24
Вид привода	Электрический переменного тока
Тип привода	Групповой
Мощность на барабане лебедки, кВт	716
Лебедка	У-2-2-11
Буровой насос	У8-6МА2
Число насосов	2
Гидравлическая мощность, кВт	370
Максимальная подача насоса, л/с	34,2
Ротор	Р-560
Мощность передаваемая на ротор, кВт	294
Вертлюг	ШВ14-160М
Вышка	мачтовая
Полезная высота вышки, м	41,5
Грузоподъемность кронблока, т	250
Грузоподъемность талевого блока, т	200
Максимальное рабочее давление воздуха, МПа	0,8
Свинчивание и развинчивание свечей	АКБ-3М
Регулятор подачи долота	РПДЭ-3

2.7. Гидравлическая программа промывки скважины

1) Определение расхода промывочной жидкости:

, (2.7.1)

где υ – скорость восходящего потока промывочной жидкости, м/с; D_скв и d – диаметр скважины и наружный диаметр бурильных труб соответственно, м; k- коэффициент, учитывающий неравномерность скорости потока по скважине из-за наличия каверн, местной повышенной разработки ствола и т.д., k=1,3.

.

Для обеспечения расхода промывочной жидкости требуется два насоса У8-6МА2 с диаметром втулок 150 мм:

Q = 226,7 л/с = 53,4 м³/с, что удовлетворяет исходном условию

Давление на подачу равно: р = 19 МПа.

2) Расчёт Re- критерия Рейнольдса (определение режима течения промывочной жидкости):

Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:

, (2.7.2)

где Re – критерий Рейнольдса.

При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:

- для УБТ:

; (2.7.3)

- для кольцевого пространства:

, (2.7.4)

где Q – расход бурового раствора, м³/с; ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м³; - плотность бурового раствора, обогащенного шламом; ; d₀ – внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб, м;  – динамический вязкости, Пас; D – диаметр скважины, м; d – внешний диаметр УБТ, м.

В случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную жидкость, в формулах (2.7.3) и (2.7.4) величину  следует заменить на пластическую вязкость  и определить режим течения промывочной жидкости.

При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема:

- для бурильных труб:

, (2.7.5)

где τ₀ – динамическое напряжение сдвига, Па;  - пластическая вязкость, Пас.

- для кольцевого пространства:

. (2.7.6)

Критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

, (2.7.7)

где Не – критерий подобия Хедстрема.

Расчет

Бурение ведется роторным способом, установлено два насоса У8-6МА2.

Плотность бурового раствора ρ=1199 кг/м³, τ₀ =2,2 Па,  =0,018 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 1950 м, р_гр=25,56 МПа, максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19 МПа.

, (2.7.8)

где - скорость нисходящего потока, м/с:

, (2.7.9)

τ₀–динамическое напряжение сдвига в Па,-пластическая вязкость в Пас.

- для бурильных труб и убт:

- для кольцевого пространства :

.

Критические значения критерия Рейнольдса:

- для бурильных труб и убт:

.

- для кольцевого пространства:

.

Критерий Рейнольдса:

- для бурильных труб и убт:

- турбулентный режим течения.

- для кольцевого пространства:

- турбулентный режим течения.

Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических величин , то режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным.

3) Уравнение баланса давлений:

, (2.7.10)

где р₀=(0,65-0,85)р_max – рабочее давление буровых насосов, МПа;

р_max – максимальное (паспортное) давление бурового насоса при заданной подаче, МПа;

р_м - потери давления в наземной обвязке, МПа;

p_б.к - потери давления в бурильной колонне, МПа;

р_к.п – потери давления в кольцевом пространстве, МПа;

р_д – потери давления в насадках долота, МПа;

р_дв – перепад давления в забойном двигателе, Мпа; р_дв=0 (роторное бурение).

а) Потери в наземной обвязке:

, (2.7.11)

где - плотность промывочной жидкости, кг/м³; Q – расход промывочной жидкости, м³/c;

а_м – суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.

, (2.7.12)

где а_мi –коэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).

.

.

б) Потери давления в бурильной колонне:

[МПа]

где р_т – потери давления в гладкой части БТ, Мпа; р_убт – потери давления в УБТ, Мпа; р_зам – потери давления в замковых (муфтовых) соединениях, МПа.

- потери давления в бурильных трубах:

, (2.7.13)

где λ_т(убт) – коэффициент гидравлического сопротивления , L_i – длина i-го участка бурильной

колонны (УБТ), м; d_0i – внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ), м.

- потери давления в замках:

, (2.7.14)

где n – число замковых соединения по длине колонны,  - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения (по формуле Филатова).

(2.7.15)

где l – длина колонны бурильных труб, l_n – длина одной секции.

, (2.7.16)

где d_min – минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении, м. (d_min=68 мм, табл. 8.2 [4]).

.

.

=8,2+0,97+0,3=9,47 Мпа.

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

[МПа], (2.7.17)

где – потери давления в кольцевом пространстве в скважине между стенками скважины и телом трубы (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), – дополнительные потери давления между стенками скважины и замками или элементами КНБК..

- потери давления в кольцевом пространстве в скважине между стенками скважины и телом трубы:

, (2.7.18)

где λ_к.п. – коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости λ от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), ρ^! – плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (ρ^! =1,03 ρ); D-внутренний диаметр обсадной колонны

.

.

- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

, (2.7.19)

где _к.п. – сумма коэффициентов местных сопротивлений _i в кольцевом пространстве скважины.

.

=0,0003 МПа.

= 0,97+0,3+0,0003=1,27 МПа.

Суммарные потери давления в циркуляционной системы:

.

Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота:

.

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:

, (2.7.20)

где р_гд – гидравлическое давление на пласт, МПа; р_гр – давление гидроразрыва, МПа.

, (2.7.21)

где Н –глубина забоя скважины по вертикали, м.

МПа.

р_гд < р_гр (24,87 < 25,56), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

. (2.7.22)

.

.

Расчетный диаметр насадки:

, (2.7.23)

где Q_д – действительный расход промывочной жидкости, z – число гидромониторных насадок в долоте, р_д – перепад давления на долоте.

м.

Фактический размер насадки d_н.ф. = 0,015 м.

Определение фактического перепада давления на долоте:

.

Тогда действительное значение давления на буровых насосах p_0ф в конце интервала бурения (1950 м) составит:

,

что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать 19 МПа.

2.8. Проектирование режимов бурения

1. Выбор бурового раствора.

Принимается нормальный глинистый раствор. По данным параметрам: плотности, температуре - выбирается тип бурового раствора - алюминатный. Область применения: разбуривание глинистых отложений в условиях невысоких забойных температур(до 100⁰С).

Параметры раствора [5]:

2) Параметры режима бурения.

При проектировании режимов бурения осевая нагрузка определяется по формуле:

, (2.8.1)

где - коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя, для практических расчетов принимается =1,0; - твердость горной породы по штампу; F_k- площадь контакта зубьев долота с забоем, рассчитывается по формуле В.С. Федорова:

, (2.8.2)

где D_д – диаметр долота; - коэффициент перекрытия – это отношение длины образующей шарошки к суммарной длине контакта зубьев с горной породой, находящейся на одной линии; - притупление зубьев.

= 1000 МПа, = 0,9, = 1,5 мм [4].

Допустимая осевая нагрузка составляет 0,25 МН, рассчитанная нагрузка удовлетворяет условию.

Частота вращения стола ротора:

, (2.8.3)

где P_i – текущее значение нагрузки на 1 см диаметра для конкретного типа долота; P_{max уд} – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (определяется по графику, P_{max уд}=0,007 МН/см); n_min – минимальная частота вращения стола ротора, берется по его характеристике для конкретной буровой установки.

.