вп. Составление регламента на углубление вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2870 м на Сургутском месторождении по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин

• Название: Составление регламента на углубление вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2870 м на Сургутском месторождении по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин
• Дата: 23.03.2022
• Размер: 0.9 Mb.
• Имя файла: вп.doc
• Тип: Курсовой проект; #411019
• страница: 7 из 8

2.11 Расчет гидравлической мощности насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости

Рассчитываем мощность буровых насосов N_г, Вт, по формуле:

N_г = P_max · Q_тн, (33)

где

P_max – максимальное давление на выкиде насосов, МПа;

Q_тн – технологически необходимый расход жидкости, л/с;

Интервал 30 – 710м:

N_г = 13,01 · 0,050 = 650,5 кВт,

Интервал 710 – 1350м:

N_г = 10,87 · 0,040 = 434,8 кВт,

Интервал 1350 – 2520м:

N_г = 13,73 · 0,037 = 508 кВт,

Интервал 2520 – 2870м:

N_г = 14,27 · 0,03748 = 534,8 кВт,

Исходя их гидравлических мощностей насосов выбираем два буровых насоса типа УНБТ – 600, с учётом коэффициента наполнения (K_H=0,9).

Результаты выбора насосов и уточненный расход заносим в таблицу 25

Т аблица 25 – Режим работы буровых насосов

Интервал, м		Тип буровых насосов	Режим работы буровых насосов			Q, м3/с
от	до		кол-во насосов, шт	d цили-х втулок, мм	допустимое давление, Па
0 30 710 1350 2520	30 710 1350 2520 2870	УНБТ-600 УНБТ-600 УНБТ-600 УНБТ-600 УНБТ-600	2 2 1 1 1	140x140 140x140 170 160 160	19.8 106 19.8 106 13.5 106 15.2 106 15,2 106	0.027 0.050 0.040 0.037 0,034

2.12 Выбор забойного двигателя

Выбор забойных двигателей производим согласно работе [7], используя справочник [4] по формуле:

, (34)

где

М_дп - вращательный момент, необходимый для разрушения забоя (полезно затраченный), Нм;

М₀ - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость, Нм;

М_п – вращающий момент, расходуемый на сопротивления в осевой опоре турбобура, Нм;

, (35)

где

М_у - удельный момент на долоте, Нм/кН;

, (36)

где

_гп - коэффициент трения (сопротивления) вооружения долота о породу; _гп = (0,1…0,4) – соответственно для крепких и мягких пород;

R - радиус вращения долота, м

G _c - статическая часть осевой нагрузки (G) на долото, кН

, (37)

где

G - осевая нагрузка на долото, кН

, (38)

где

М₀ - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость, Нм;

D_д - диаметр долота, м;

, (39)

где

М_п – вращающий момент, расходуемый на сопротивления в осевой опоре турбобура, Нм;

Т_п - осевая нагрузка на осевую опору (пяту) турбобура; Т_п =25 кН;

_п = (0,08…0,3) - коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура,

r_п - средний радиус трения в пяте осевой опоры, м.;

, (40)

где

r_н, r_в – соответственно наружный и внутренний радиусы в опоре турбобура, м

для турбобуров диаметром (d_т):

240 mm r_н = 92 мм r_в = 70 мм

195 мм r_н = 75 мм r_в = 62 мм
Определим суммарный вращающий момент для интервала 30-710м. при роторном способе бурения:

Нм;

Нм;

Нм/кН;

кН;

Нм;

Нм;

м,

Выбираем турбобур T12РТ-240 при Q_тн = 50 л/с и n_об=664 . Но можно при наших n_, М_с, и Q_тн взять Т13МЗБ [7, табл.1.3].

Рассчитаем момент сопротивления при работе турбобура для интервала 710-1350м.:

Нм;

Нм;

Нм/кН;

Н;

Нм;

Нм;

м,

Выбирем турбобур 3TСШ-I95 при Q_тн = 40 л/с и и n_об=430 об/мин . Но можно при наших n_, М_с, и Q_тн взять ЗТСШ2-195-01 [7, табл.1.3].

Рассчитаем момент сопротивления при работе турбобура для интервала 1350-2520м.:

Нм;

кНм;

Нм/кН;

Н;

Нм;

Нм;

м,

Выбирем турбобур 3TСШ-I95 при Q_тн = 37 л/с и и n_об=385 об/мин . Но можно при наших n_, М_с, и Q_тн взять ЗТСШ2-195-01 [7, табл.1.3].

Рассчитаем момент сопротивления при работе турбобура для интервала 2520-2870м.:

Нм;

кНм;

Нм/кН;

Н;

Нм;

Нм;

м,

Выбирем турбобур 3TСШ-I95 при Q_тн = 34 л/с и и n_об=381 об/мин . Но можно при наших n_, М_с, и Q_тн взять ЗТСШ2-195-01 [7, табл.1.3].

Таблица 26 – Выбор забойных двигателей

Интервал, м.	Мс, Н·м	nоб, об/мин	G, кН	Qтн, л/с	Мо, Н·м	Мдп, Н·м	Мп, Н·м	Тип ГЗД
30-710 710-1350 1350-2520 2520-2870	2394 1932 2056 2242	664 430 385 381	73 124 158 172	50 40 37 34	162,4 118,8 118,8 118,8	2068,4 1710,2 1834,6 2020	164 103,5 103,5 103,5	Т12РТ-240 3ТСШ-195 3ТСШ-195 3ТСШ-195

2.13 Расчет диаметра насадок долот
Для расчета диаметра насадок долот , м, воспользуемся формулой [41]:

, (41)

где

d_нс – диаметр насадок долота, м;

К_н – число насадок;

ρ_ж – плотность промывочной жидкости, кг/м³;
Q – производительность насосов, м³/с;

Р_тд – перепад давления в промывочном узле долота, МПа;

Р_тд- выбираем из пукта 2.10.2

μ_д – коэффициент расхода, который учитывает гидросопротивление в промывочном узле долота;
Рассчитаем диаметр насадок долота для интервала 30-710м:

м;

Рассчитаем диаметр насадок долота для интервала 710-1350м:

м;

Рассчитаем диаметр насадок долота для интервала 1350-2520м:

м;

Рассчитаем диаметр насадок долота для интервала 2520-2870м:

м;

Для остальных интервалов методика расчёта диаметров насадок долота аналогична интервалу 30-710м. Исходные данные необходимые для расчёта и результаты вычислений сведены в таблицу 27
Таблица 27 – Результаты вычислений диаметра насадок долот

Интервал, м	Типоразмер долот	Кн	ρж, кг/м3	Рдт, МПа	Qт, м3/с	μд	dн, мм
1	2	3	4	5	6	7	8
30-710 710-1350 1350-2520 2520-2870	III 295,3 МСЗ-ГВУ-R37 III 215.9 МЗГВ-R 206А III 215.9 МЗГВ-R 206А III 215.9 СЗ-ГВ R 269	2 3 3 3	1170 1110 1100 1100	1,17 3,4 6,3 6,7	0,050 0,040 0,037 0,034	0,95 0,82 0,82 0,82	0,020 0,016 0,013 0,013

2.14 Расчет бурильной колонны на прочность
Расчёт бурильной колонны на прочность при турбинном способе бурения: определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны, при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из скважины с относительно большой скоростью при циркуляции жидкости в скважине.
, (42)
г де

К_д = 1,3 – коэффициент динамичности при спуске или подъёме;

b – коэффициент, учитывающий Архимедову силу;

q_пк,q_у,q_л – вес 1 м труб в воздухе бурильных труб, УБТ и ЛБТ соответственно, Н/м;

l_пк, l_у, l_л – длина бурильных труб, УБТ и ЛБТ соответственно, м;

G_тр – величина сил трения о стенки скважины, кН;

P_т, P_д, - соответственно перепад в турбобуре и долоте, МПа;

F_в - площадь поперечного сечения канала труб, м² ;
F_в = 0,785(d_в²), (43)
F_тл - площадь поперечного сечения труб ЛБТ, м² ;

F_тл = 0,785(d_н² – d_в²), (44)

где

d_в – внутренний диаметр, м;

d_н – наружный диаметр ЛБТ, м;
Проверяют условие:

, (45)
где

К_З – Коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении с забойными двигателями; К_З= (1,3…1,8) – в зависимости от условий проводки скважины и типа труб;
Расчёт бурильной колонны на прочность при турбинном способе бурения для интервала 30-710м.:

МПа;
F_тл = 0,785(0,147² – 0,125²)=0,0047 м^2;

F_в = 0,785(0,08²)=0,005 м^2,
Проверяем условие: ,

Условие выполняется, значит прочность колонны от действия на неё статических усилий достаточна.
Расчёт бурильной колонны на прочность при турбинном способе бурения для интервала 710-1350м:

МПа;
F_тл = 0,785(0,147² – 0,125²)=0,0047 м²;

F_в = 0,785(0,08²)=0,005 м²,

Проверяем условие: ,

Условие выполняется, значит прочность колонны от действия на неё статических усилий достаточна.
Расчёт бурильной колонны на прочность при турбинном способе бурения для интервала 1350-2520м:

МПа;

F_тл = 0,785(0,147² – 0,125²)=0,0047 м^2;

F_в = 0,785(0,08²)=0,005 м²;

Проверяем условие: ,

Условие выполняется, значит прочность колонны от действия на неё статических усилий достаточна.
Расчёт бурильной колонны на прочность при турбинном способе бурения для интервала 2520-2870м.:

МПа;

F_тл = 0,785(0,147² – 0,125²)=0,0047 м²;

F_в = 0,785(0,08²)=0,005 м²,

Проверяем условие: ,

Условие выполняется, значит прочность колонны от действия на неё статических усилий достаточна.