Выбор буровых насосов и параметров их работы

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ГНК.130504.408 БО.004КП

В соответствии с проделанными расчетами и полученными максимальными давлениями подбираем насосы УНБ – 600А.

Таблица№17

 

Интервал, м	Диаметр долота, мм	Рекомендуемый расход пром. жид., л/с	Потери давления при бурении, мПа	Режим работы насосов УНБ-600А
Кол-во насосов	Диаметр втулок, мм	Коэффициент наполнения	Число двойных ходов в мин.	Производительность насоса л/с	Давление мПа
При бурении под кондуктор
0-480	393,7					0,8
При бурении под промежуточную колонну
480-1923	295,3		6,8			0,8
При бурении под эксплуатационную колонну
1923-3000	215,9		12,4			0,8			17,8

При необходимости создать более интенсивную промывку при бурении под эксплуатационную колонну есть возможность включить в работу второй буровой насос.

Параметры режима бурения по интервалам

 

Таблица№18

 

Интервал, м	Способ бурения	Типоразмер долот и бурголовок	Режим бурения	Давление на стояке мПа
от	до	Осевая нагруз., кН	Скорость вращения ротора, об/мин.	Подача насоса, л/с
Интервал бурения под кондуктор
		ротор	393,7 DSJC (1x14;3x16)	80-160
Интервал бурения под промежуточную колонну
		ротор	295,3 XR+C (3x18;1x22)	120-160

		ВЗД+ ротор	PDC295,3 М516 LKHPX(7x14)	80-100
Интервал бурения под эксплуатационную колонну
		ВЗД+ ротор	PDC215,9 MDi713NPX (1x14;4x12)	60-100			17,8
Интервал бурения под хвостовик
		ВЗД+ ротор	155,6K505BPX (imp)	10-80

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Продолжение таблицы №18

Расчёт потребного количества долот для бурения проектируемой скважины

 

Таблица №19

 

 

№ нор м пачек	Интервал бурения.м	кол-во метров проходки	способ бурения	типоразмер долот и бурголовок	норма	расход долот,шт	время механич еского бурения, час
	от	до				проходки на долото	времени механиче ского бурения
		Бурение под направление 426 мм
				ротор	490 DSJ (1х24)		0,4
Итого в интервале 0-30 м
		Бурение под кондуктор 324 мм
				ротор	393,7 DSJC		0,04	0,9
Проработка	393,7 DSJC
Итого в интервале 30-480 м
Бурение под промежуточную колонну 245 мм
				турбобур	295,3 XR+С		0,1	2,8	144,3
Проработка	295,3 XR+С

Итого в интервале 480-1923 м					144,3
Бурение под эксплуатационную колонну 146 мм
				ротор	215,9 SB117		0,24	0,6	7,2
				турбобур	PDC 215.9		0,17	1,7	177,99
Проработка	PDC 215.9
Итого в интервале 1923-3000 м					185,19
Бурение под хвостовик
				турбобур	155.6 K505BPX		0,29	0,9	26,1
Итого в интервале 3000-3090 м					26,1
Всего по скважине:						385,59

Крепление скважины

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

 

 

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки. В результате этого достигается следующие:

1. Укрепляются стенки скважины сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;

2. Разобщаются нефтеносные и газоносные пласты друг от друга, а так же от водоносных горизонтов.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал по которому нефть и газ поднимается от забоя до устья без потерь.

Пласты разобщаются с помощью специальных труб, которые называются обсадными.

Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создают разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором специальным оборудованием и приспособлением.

Все обсадные колонны, кроме направления и кондукторов, выходит на поверхность, необходимо подвешивать на устье жёстко связывать с ранее спущенными колоннами при помощи специальных устройств-колонных головок. Эти устройства должны обеспечивать обвязку обсадных колонн и предотвращение разгрузки перед подвеской

В конструкцию низа обсадной колонны входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями,

обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жёсткости и турбулизаторы. Для Эксплуатационной и промежуточной колонн в комплект оборудования их низа включаются, также центрирующие фонари и скребки.

 

 

 

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

2.3.1 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность

 

 

Исходные данные для расчета обсадных колон

Таблица №20

 

№ п/п	Наименование данных	Услов- ные обозна- чения	Значение для колонн
кондуктор	промежуточ-- ная	эксплуата- ционая
	Диаметр колонны, мм	Д
	Расстояние от устья: -до башмака колонны, м -до уровня цемента за колонной, м -до уровня жидкости в колонне, м -до пласта с возможными нефтеводопроявлениями	L h H
	Плотность, кг/м^3 -цементного раствора -бурового раствора -жидкости в колонне -опресовочной жидкости	рц.р рб.р рв ро.ж
	Пластовое давление, МПа	Р.пл	25,2	18,6	46,9
	Коэффициент запаса прочности на: -наружное давление     -внутреннее давление -на страгивание	n.кр     n.в n.стр	1,0     1,45 1,45	1,0     1,45 1,30	1,3 для 1 секции, постоянно 1 1,3 1,15
	Зона перфорации, м	-	-	-	3000-1923

 

 

1) выбираем расчетную схему:

т.к. h<H, то для расчета выбираем схему 1.

Схема 1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

2)Определяем наружное избыточное давление в точках 1,2,3,:

В точке 1 Z=0

В точке 2 Z=h Р_ни =0,01х р_б.р х h =0,01х1,10х1773=19,50 МПа

В точке 3 Z=H Р_ни =0,01х1,10х1773+0,01х1,32х(3000-1773)х(1-0,75)-0,01х0,85х(3000- -1923)=23,6 МПа

3) Строим эпюру наружных избыточных давлений (схема 2).

4)определяем внутреннее избыточное давление в точках а, б, в.

В точке а: или

Определяем в зависимости от пластового давления:

Ру = Рпл -0,01х р_в х L =27-0,01х0,89х3000=0,3 МПа

для колонны D=178мм

Т.к. > , то принимаем в точке а

В точке б: Рви = Роп +0,01х р_ож х р_бр х h =11,5+0,01х1х1773-0,01х1,10х1773=9,7 МПа

В точке в:

Рви = р_оn +0,01х р_ож х L -0,01х р_бр х h -0,01х р_ц.р х(L-h)[(1- k)=11,5+0,01х1х3000-0,01х1,10х1773-0,01х1,82х(3000-1773)х(1-0,25)=5,24 МПа

5)По расчетным данным строим эпюру внутренних избыточных давлений(схема 2).

6)Подбираем трубы для эксплуатационной колонны.

Самое большое давление трубы будут испытывать на забое скважины это

С учетом коэффициента безопасности прочности критического давления на эти трубы.

Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки 12,1мм, для которых ,

Эти трубы принимаем для эксплуатационной колонны.

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Определяем вес всей колонны:

Определяем запас прочности на страгивания труб секции от веса всей колонны.

- следовательно, обсадная колонна страгивающую нагрузку выдержит

Проверяем обсадную колонну на внутреннее избыточное давление.

Тогда коэффициент запаса прочности на ВИД:

- следовательно подобранные трубы выдерживают ВИД.

Результаты расчетов сводим в таблицу:

 

 

Таблица №21

 

Интервал спуска, м	Длина секции, м	Тип резьбовых соединений	Диаметр, мм	Марка стали	Толщина стенки, мм	Масса	Коэффициент запаса прочности
1м трубы, кг	колонны, т
смятие	внутренне давление	страгивание / растяжение
0-3000		БАТРН		N-80	10,6	41,7	169,3	1,33	2,35	1,93

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений эксплуатационной колонны (2.3.1)

 

5,25 11,5 19,50 23,6 Р,МПа

0

 

 

 

 

 

 

 

Наружное избыточное давление

 

1773

 

Внутреннее избыточное давление

 

 

3000

 

 

L,м

 

Схема 2

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

2.3.2 Оснастка обсадных колонн

 

 

Для того, чтобы обсадные колонны дошли до заданной глубины и через них можно было бы закачивать цементный раствор обсадные колонны оборудуют специальными приспособлениями:

 

Таблица №22

 

обсадная колонна	типоразмер, шифр или название устанавливаемого оборудования	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	количество	паспортное давление, МПа	масса, т
номер в порядке спуска	название	единицы	суммарная
	Кондуктор d= 324 мм и промежуточная d= 245 мм	ОП5-230/80х35К2	ГОСТ 13862-90			27,62	27,62
	Эксплуатационная d=178 мм и хвостовик	АФК6-1/65х21 ХЛ ОКК2-21-178х245х324 К2	ТУ26-02-1146-93			2,6 1,16	2,6 1,16