В октябре 2014 г
 Скачать 361.89 Kb.
|
 , (2.1)где щ - окружная скорость, м/с D - диаметр долота, м. n =  = 60 об/минподача насосов, л/с Q = K0Sз, (2.2) где K0 - коэффициент очистки забоя (0,06 - 0,1), см3/с·см2 Sз - площадь забоя, см2 Q = 0,07·642 = 45 л/с Бурение под кондуктор диаметром 245 мм предусматривается роторным способом в интервале от 60 до 560 м с использованием шарошечных долот диаметром 311,1 мм. Осевая нагрузка, кН Р = РудD, (2.3) где Руд - удельная нагрузка на долото, кН/мм D - диаметр долота, мм. Р = 0,5·311,1 = 160 кН = 16 т. n =  = 74 об/мин.Q = 0,07·871 = 61 л/с. Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм интервала 560-1850 м ведётся винтовым забойным двигателем (ВЗД) долотами диаметром 215,9 мм. Буровые насосы должны быть снабжены втулками 150 мм. Р = 0,9·215,9 = 200 кН = 20 т. n =  = 110 об/мин.Q = 0,07·365 = 25,5 л/с. Бурение открытого ствола в интервале 1850-2050 м ведётся ВЗД долотами диаметром 139,7 мм. Р = 0,9·139,7 = 125 кН = 12,5 т. n =  = 180 об/мин.Q = 0,07· 274= 20 л/с. .2 Выбор породоразрушающего инструмента Размеры долот, указанные ниже, выбраны в зависимости от конструкции скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн. Тип долот установлен в соответствии с крепостью и абразивностью горных пород в разрезе скважины и с учетом последних достижений по показателям работы долот каждого типа. 2.3 Выбор промывочной жидкости Тип бурового раствора, компонентный состав и границы его применения установлены исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры. 2.4 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов Обоснование плотности бурового раствора Пластовое давление в этом интервале ниже гидростатического или ближе к нему. Так как вскрытие продуктивных горизонтов здесь не будет, то основная задача раствора профилактическая, т.е. предупредить поглощение промывочной жидкости, осыпи и обвалы стенок скважины. В соответствии с пунктом 2.2.6.6 ПБ 08-624-03 и исходя из практического опыта бурения, с целью снижения давления на поглощающие горизонты, предотвращения потери устойчивости ствола скважины, плотность бурового раствора принимается 1,1-1,12 г/см3. Бурение под кондуктор в интервале 300-500 м. Пластовые давления по разрезу близки к гидростатическому. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения рассчитывается исходя из создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое, согласно п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, а также наличия пластов каменной соли. Рпл = 0,01∙500 = 5 МПа. Необходимое превышение гидростатического давления над пластовым: ∆Р = 0,01 ∙ 50 = 0,5МПа. Плотность бурового раствора, г/см3 γ = (Рпл + ∆Р)/0,1∙ L = (5 + 0,5)/0,1 ∙ 500 = 1,1 г/см3 (2.1) где Рпл -давление (пластовое), МПа ∆Р - гидростатического давления, Мпа L - длина скважины, метры Однако, с целью предотвращения размыва отложения солей принимаем плотность бурового раствора - 1,22 г/см3. Бурение под эксплуатационную колонну d=168мм в интервале глубин по стволу 500-1850 м. Пластовое давление в осинском горизонте 14,9 МПА (149 кгс/см2), преображенском - 15,6 МПа (156 кгс/см2). Рекомендуемое превышение гидростатического давления над пластовым: ∆Р = 0,05 ∙ 14,9 = 0,745 кгс/см2 Плотность бурового раствора: γ = (Рпл + ∆Р)/0,01 ∙ L = (14,9 + 0,745)/0,01 ∙ 1366 = 1,15 г/см3 С учетом проходимых галогенно-карбонатных пород удельный вес бурового раствора принимаем 1,24-1,26 г/см3. Бурение до проектной глубины по продуктивному горизонту 1850-2050 м. Пластовое давление в Верхнечонском горизонте равно 15,7 МПа (157 кгс/см2). Превышение гидростатического давления над пластовым: ∆Р = 0,05 ∙ 16 = 0,8 МПа. Тогда плотность бурового раствора: γ = (Рпл + ∆Р)/0,1 ∙ L = (16 + 0,8)/0,01 ∙ 1636 = 1,03 г/см3. Для расчета принимаем плотность раствора 1,05-1,1 г/см3. .5 Расчет гидравлической программы бурения Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины. Расчет необходимого расхода бурового раствора ) по удельному расходу на единицу диаметра забоя: Интервал 0-300м  , (2.5.1) где q = удельный расход 0,3-0,7 ,м/с  Fз=площадь забоя, м2 площадь забоя, м2  , (2.5.2)Q3 = 0,63*0,06845 = 0,04312 м3/с Интервал 300-500м  Q3 = 0,63*0,0366 = 0,0231 м3/с ) по рекомендуемой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве скважины: Q= Vп* Fк, (2.5.3) где Vп - скорость восходящего потока, м/c Fк - площадь кольцевого пространства скважины, м2 0-500 м бурение под кондуктор Максимальная площадь кольцевого пространства, м  (2.5.4)Диаметр наиболее крупных частиц шлама, м  (2.5.5) Скорость витания:  , (2.5.6) (2.5.7) =0,635+0,127=0,762 м/с  Q1>0,762*0,05149=0,0392 м3/с -1850 - бурение под эксплуатационную колонну      Q1>0,766*0,01962=0,0150 м2 3/с ) по условиям недопущения прихватов и размыва стенок скважины: недопущения прихватов:  м3/сек, (2.5.8)Где  - максимальная площадь кольцевого пространства; - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем =0,5 м/сек;Интервал 0-500м=0,5 ×  × (0,29532 - 0,1472) =0,0427 м3/секИнтервал 500-1120 м=0,5 × × (0,21592 - 0,1472) =0,0267 м3/секнедопущения размыва:  м3/сек, (2.5.9)где  - минимальная площадь кольцевого пространства; - максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем =1,5 м/сек.Интервал 0-500м=1,5 × × (0,29532 - 0,2402) =0,035 м3/сек=1,5 × × (0,21592 - 0,1952) =0,010 м3/секПроизводится выбор расхода промывочной жидкости с учетом паспортного диапазона гидравлических забойных двигателей .6 Выбор и расчет конструкции КНБК С учетом большого отклонения от вертикали и значительного удлинения ствола скважины, около 528 м, для всей бурильной колонны могут быть использованы трубы с наружным диаметром 127 мм, типа ТБПК (ПК), толщиной стенки 9,2 мм, марки Д, Е, замковым соединением 3П-162-95. Согласно первую над УБТ секцию КБТ длиной 250м скомпонуем из труб 127 х 9,2 марки «Д». 2.7 Выбор бурового оборудования Тип буровой установки для бурения скважины выбран с учетом конкретных геологических, климатических, энергетических, дорожно-транспортных условий, с учетом технико-технологических требований для бурения скважины (глубины и конструкции скважины, веса бурильных и обсадных колонн), с учетом основных параметров комплекса буровых установок согласно ГОСТ 16293-82. Нагрузка на крюке буровой установки от максимальной массы обсадной колонны с учетом коэффициента 1,1 составит 59 т. Нагрузка на крюке буровой установки от максимальной массы бурильной колонны с учетом коэффициента 1,5 (для момента затяжек и расхаживания) составит 130,2 т. Учитывая конкретные условия бурения скважины и согласно ГОСТу 16293-82 масса наиболее тяжелой колонны труб не должна превышать 0,6 допустимой нагрузки на крюке буровой установки, т. е. 310∙0,6 = 186 т >130. т, принимается буровая установка “ Проектом принимается аналог БУ «Уралмаш 3Д - 86» иностранная БУ Т - 505 с верхним приводом, что позволяет бурить горизонтальные скважины и отвечает современным международным стандартам. Ниже приведены основные параметры выбранного проекта. 3. Вспомогательные цеха и службы 3.1 Ремонтная база К вспомогательному производству относится база производственного обслуживания (БПО) которая состоит из: ) прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования (ПРЦБО), электроснабжения (ПРЦЭЭ), турбобуров и труб (ПРЦТТ), ) цеха пароводоснабжения (ЦПВС); ) цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), ) цеха автоматизации производства (ЦАП). .2 Энергетическая база Источник электроснабжения - энергосистема, находящаяся на расстоянии 2 км от буровой установки. Протяженность линии электропередачи составляет 2 км., мощность ЛЭП составляет 6 кВ. Заявленная мощность трансформаторов с учетом коэффициента запаса (Кз = 0,78) составляет: 1000*2*0,78=1560 кВт, суммарная мощность системы электроснабжения буровой (Кф=0,9) составит 1400 кВт. Количество потребляемой электроэнергии при сооружении скважины представлено в табл. 2 Таблица 2
|