Строительство скважин на шельфе: Задание

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное бюджетное общеобразовательное учреждение
высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра бурения скважин
Задание
По дисциплине: Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе
(наименование дисциплины согласно учебному плану)
Тема: «Строительство скважин»
Выполнил студент гр.
НГШ-22-2
(Шифр группы)
Проверил:
ассистент
(Должность)
__________
Решетникова С.В.
(Подпись)
(Ф.И.О.)
__________
Мысин А.В.
(Подпись)
(Ф.И.О.)
Санкт-Петербург
2024
Исходные данные (Шифр - 220682)
Таблица 1. Исходные данные
Глубина
подошвы
пласта, м
100
300
1200
1600
2000
2400
Давление
пластовое
, Мпа
1
3,6
13,2
16,8
22,4
24,5
2800
28
Геологический разрез скважины
Давление
Давлени
Тип
Осложнения/тип
поглощения
е ГРП,
ГП
коллектора
, МПа
МПа
1,5
1,9
м
5
7,6
мс
22,4
29
с
Поглощения БР
20,2
37
ст
35,8
51,5
ст
Осыпи и обвалы
36,7
46,5
с
33,6
ст
61,6
Коллектор
однородный прочный
Флюид
Дебит
т/сут (тыс.
м3/сут)
газ
200
1. Выбор конструкции скважины
1) Разработка конструкции скважины начинается с выбора числа обсадных колонн и
глубины их спуска, исходя из результатов выделения зон осложнений и интервалов ствола,
несовместимых по условиям бурения. С этой целью производится анализ условий бурения
по интервалам бурения по методу сверху вниз и строится совмещенный график изменений
градиентов давлений: коэффициента аномальности пластовых давлений, индексов
давления поглощения (гидроразрыва) и относительной плотности бурового раствора.
2) Определим необходимые коэффициенты и индексы по следующим формулам:

Коэффициент аномальности:
𝑘𝑎 =
𝑃пл
,
𝜌в ∙ 𝑔 ∙ ℎ
где 𝑃пл – пластовое давление, [𝑃пл ] = МПа
кг
𝜌в − плотность воды, [𝜌в ] = м3;
м
𝑔 −ускорение свободного падения, [𝑔] = 9,81 𝑐 2;
ℎ −глубина скважины, [h] = м.

Коэффициент поглощения:
𝑘погл =
𝑃погл
,
𝜌в ∙ 𝑔 ∙ ℎ
где 𝑃погл – пластовое давление, [𝑃погл ] = МПа

Коэффициент гидроразрыва:
𝑘гр =
𝑃гр
,
𝜌в ∙ 𝑔 ∙ ℎ
2
где 𝑃гр –давление гидроразрыва, [𝑃гр ] = МПа
3) Вычислим относительную плотность и максимальную относительную плотность
бурового раствора. Для этого определим значение коэффициентов аномальности,
поглощения и гидроразрыва:

Относительная плотность
𝜌0 = 𝑘𝑎 ∙ 𝑘𝑝
Где 𝑘𝑝 − коэффициент резерва;

Максимальная относительная плотность
𝑘погл
𝜌0 =
𝑘б
Где 𝑘б − коэффициент безопасности;
Плотность бурового раствора выбирается с учетом величины пластового давления
Рпл и обеспечения необходимого для предупреждения нефтегазоводопроявления
коэффициента безопасности 𝑘б , который при глубине скважины меньше 1200 м выбирают
равным 1,1-1,15, а при большей глубине - 1,05-1,10. При бурении разведочных скважин, в
зависимости от степени изученности района работ 𝑘б принимается в диапазоне 1,2-1,5.
Полученные данные представим в виде таблицы (таблица 2) и совмещенного
графика давлений (рисунок 1). Линии изменения этих коэффициентов и индексов на
графике определяют границы зон совместимости внешних условий бурения являются
интервалами крепления скважины обсадными трубами, а их число соответственно
определят число обсадных колонн.
Таблица 2. Расчет параметров для построения графика
Глубина,
м
Коэффициенты
< 1200
Аномальнос
-ти
Поглощения
ГРП
ро 1,1
ро
1,15
100
1,020
1,531
1,939
1,122
1,331
300
1,224
1,701
2,585
1,347
1,479
1200
1,122
1,905
1600
1,071
2000
1200 - 2500
ро
1,05
ро 1,1
2,466
1,179
1,814
1,288
2,360
1,125
1,227
1,143
1,827
2,628
1,200
1,740
2400
1,042
1,560
1,977
1,094
1,486
2800
1,020
1,224
2,245
> 2500
ро
1,04
ро
1,07
1,061 1,166
3
Глубина залегания, м
Совмещенный график коэффициентов и допустимой плотности
раствора
1,000 1,150 1,300 1,450 1,600 1,750 1,900 2,050 2,200 2,350 2,500 2,650 2,800
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
2900
3000
Ка
Кпг
Кгрп
рmin
pmax
Рисунок 1 – Совмещенный график коэффициентов и допустимой плотности
раствора
В соответствии со значениями плотностей выберем промежутки спуска колонн и их
количество. Используем 4 колонны. 1 колонна (направление) 0 – 100 м, 2 (кондуктор) – 0300 м, 3 (промежуточная) – 300-2400, 4 (эксплуатационная) – 2400-2800.
4) Произведем подбор конструкции скважины: выберем обсадные колонны, их
диаметр и диаметры долот. Диаметры обсадных колонн и долот выбираются снизу - вверх,
начиная с эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от
способа закачивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые
работы.
Наружные диаметры эксплуатационных колонн выбирают по суммарному дебиту
скважины, а также с учетом возможности применения различного эксплуатационного
оборудования, проведения мероприятий по повышению продуктивности пласта, бурения
боковых стволов и т.д.
4
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
Таблица 3. Рекомендуемые диаметры
Нефтяные скважины
Газовые скважины
Наружные диаметр
Дебит, т/сут эксплуатационной колонны,
мм
Дебит,
тыс. м3 /сут
Наружные диаметр
эксплуатационной колонны,
мм
<40
114
<75
114
40-100
127-140
75-250
114-146
100-150
140-146
250-500
146-178
150-300
168-178
500-1000
178-219
>300
178-194
1000-5000
219-273
Так как скважина газовая и её дебит равен 200 м3/сут то наружный диаметр
эксплуатационной колонны будет равен:
dнаруж = 114 мм
По ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним» для эксплуатационной колонны
с наружным диаметром 114,3 мм определим внутренний диаметр и диаметр муфты
dвнутр = 103,9 мм
dм = 133 мм
Расчетный диаметр долота определяется по формуле:
Dд = dм + 2δ
где δ–радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины, [δ]=мм;
где dm –наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны, [dм ]=мм;
Радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины определяется по
следующей таблице:
Радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенками скважины
Таблица 4. Радиальный зазор
Диаметр
обсадной 114-127
колонны, мм
Радиальный
5-15
зазор, мм
140-168
178-245
273-299
324-351
377-508
10-20
10-25
15-30
20-40
25-50
Так как радиальный зазор равен 10 мм, то расчетный диаметр долота будет равен
Dд = dм + 2δ = 133 + 2 ∙ 10 = 153 мм
5
Далее по ГОСТ 20692-2003 подберем ближайший, к расчетному, больший размер
долота, т.е. диаметр долота будет равен
Dд = 161 мм
5)
Внутренний
диаметр
обсадной
колонны,
через
которую
проходят
соответствующее долото рассчитывается по формуле:
dвнутр = Dд + 2∆
где Dд –диаметр долота предыдущей колонны, [Dд ]=мм;
где ∆– радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, [∆]=мм;
Радиальный зазор обычно принимается равным от 3 до 10 мм. В дальнейших
вычислениях примем, что ∆=3 мм. Тогда внутренний диаметр обсадной колонны будет
равен:
dвнутр = Dд + 2∆= 161 + 2 ∙ 3 = 167 мм
Далее по ГОСТ 632-80 находим ближайшее большее значение внутреннего диаметра
и толщину стенки подобранной колонны
dвнутр = 168,3 мм
По тому же ГОСТ определим значения наружного диаметра трубы и диаметр муфты
dнаруж = 193,7 мм
dм = 215,9 мм
Найдем диаметр долота со следующей обсадной колонны
Dд = dм + 2δ = 215,9 + 2 ∙ 20 = 255,9 мм
По ГОСТ 20692-2003 подберем ближайший, к расчетному, больший размер долота
Dд = 269,9 мм
6) Внутренний диаметр кондуктора:
dвнутр = Dд + 2∆= 269,9 + 2 ∙ 3 = 275,9 мм
В соответствие с ГОСТ 632-80
dвнутр = 276,3 мм
dнаруж = 298,5 мм
dм = 323,9 мм
Определим диаметр долота
Dд = dм + 2δ = 323,9 + 2 ∙ 30 = 383,9 мм
По ГОСТ 20692-2003
Dд = 393,7 мм
7) Внутренний диаметр направления:
6
dвнутр = Dд + 2∆= 393,7 + 2 ∙ 3 = 399,7 мм
В соответствии с ГОСТ 632-80
dвнутр = 406 мм
dнаруж = 426 мм
dм = 451 мм
Определим диаметр долота
Dд = dм + 2δ = 451 + 2 ∙ 40 = 531 мм
По ГОСТ 20692-2003
Dд = 531,8 мм
Полученные данные представим в виде таблицы 5.
Конструкция скважины
Таблица 5. Конструкция скважины
Диаметр,мм
Обсадная колонна
Долота
Направление
Кондуктор
Промежуточная
Эксплуатационная
531,8
393,7
269,9
161
Обсадной колонны
Муфты Наружний Внутренний
451
426
406
323,9
298,5
276,3
215,9
193,7
168,3
133
114,3
103,9
Толщина
Типоразмер
стенки
обсадной
обсадной
колонны
колонны,мм
10
11,1
12,7
5,2
426
298
193
114
По полученным данным, с учетом совмещенного графика безразмерных давлений,
построим схему конструкции скважины (рисунок 2):
7
Рисунок 2 – Совмещенный график допустимой относительной плотности
раствора и запроектированной конструкции скважин
2. Выбор типа бурового раствора
Основной принцип выбора типа бурового раствора – соответствие его состава
разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.
Основное условие, при выборе давления столба бурового раствора:
𝑘𝑎 ∙ 𝑘𝑝 ≤ 𝜌0 ≤
𝑘погл
𝑘б
Где 𝑘𝑎 − коэффициент аномальности;
𝑘𝑝 − коэффициент резерва;
𝑘погл − коэффициент поглощения;
𝑘б − коэффициент безопасности;
𝜌0 − относительная плотность бурового раствора.
Выбирается минимальная плотность бурового раствора.
Глинистые растворы имеют широкий диапазон допустимых плотностей, а также
свойства, благодаря которым их можно использовать на интервалах как с осыпями и
обвалами, так и на интервалах, где возможно поглощение.
В призабойной зоне пласта используются буровые растворы на углеводородной
основе, так как они подходят для вскрытия продуктивных пластов: оказывают минимальное
воздействие на продуктивный пласт, имеют высокую взвешивающую и несущую
8
способность для предотвращения накопления шлама в скважине, а также обладают
повышенными смазочными свойствами.

Для очистки бурового раствора от шлама используется циркуляционная
система МЦС-90. Циркуляционная система предназначена для циркуляции бурового
раствора при бурении скважин, его хранения, очистки от выбуренной породы, дегазации,
приготовления растворов химических реагентов, а также для порционного приготовления
и обработки буровых растворов. Циркуляционная система разбита на подсистемы
приготовления, очистки, хранения, регенерации и регулирования свойств бурового
раствора. Система предназначена для эксплуатации в условиях умеренного, холодного
макроклиматического района по ГОСТ 16350-80.

Данные по выбранным буровым растворам занесём в таблицу (таблица 6).
Таблица 6. Типы промывочной жидкости
Интер
-вал
бурения,
м
0-100
0-300
3002400
24002800
Тип
бурового
раствора
Характеристики
Состав бурового
раствора
Глинистые
растворы
,
Нормальные
глинистые
растворы
Качественная глина
(до 15-36 %), вода
пресная или морская,
химические реагенты
На
углеводородной
основе
Дисперсионная среда
(нефть/нефтепродукты), дисперсная фаза
(окисленный битум,
асфальт,
гидрофобизированный бентонит)
Систем
а
очистк
и
Плотность,
г/см3
т0,
дПа
n0,
мПа*
с
nэф,
Па*с
УВ"
УВ
1,30
100
10
1,677
16,187
19,130
1,35
75
15
1,265
15,817
19,411
1,20
125
7
2,090
16,562
18,068
МЦС90
1,15
125
5
2,088
16,560
17,313
Таблица 7. Объемы бурового раствора
V1
20
V2
5
Расчет объема бурового раствора V
V3
V4
Итого
3.05
349.700
9
V
37
3. Обоснование выбора способа бурения
Выбор способа бурения обосновывается с учётом геолого-технических условий,
глубины, профиля и конструкции скважин. В соответствии с рекомендациями в таблице 7
выберем способ бурения.
Таблица 7. Рекомендации по выбору способа бурения скважины
Способ бурения
Исходная информация
Роторный
ГЗД
Электробур
Глубина H, м:
≤ 3500
+
+
+
3500 – 4200
+
-
+
> 4200
+
-
-
Забойная температура Tзаб, °C:
< 140
+
+
+
> 140
+
-
-
Профиль ствола скважины:
Вертикальный
+
+
+
Наклонно-направленный, горизонтальный
-
+
+
Исходная информация
Способ бурения
Роторный
ГЗД
Электробур
Плотность бурового раствора ρ, кг/м3:
≤ 1700 – 1800
+
+
+
≥ 1700 – 1800
+
-
+
Глубина скважины составляет 2800 м. Температура растёт с глубиной на 3 °C
каждые 100 м, следовательно, забойная температура равна 84 °C. Профиль ствола скважины
вертикальный. Плотность бурового раствора находится в диапазоне от 1150 до 1300 кг/м3.
В данном случае будет целесообразнее использовать роторный способ бурения т.к.
роторный тип бурения можно применять при более широком спектре условий, поскольку
возможно использование многих насадок. За счет этого получится обрабатывать любые
10
типы грунтовых слоев. Также обратим внимание на то, что при бурении вертикальных
интервалов следует применять роторный способ.
4. Выбор породоразрушающего инструмента
Выбор типа породоразрушающего инструмента (ПРИ) базируется на информации о
физико-механических свойствах пород, анализе условий литологического строения
конкретного разреза и разделении его на интервалы одинаковой буримости, а также
выполняемых задач (бурение, проработка, разбуривание цементного стакана, вырезание
окна в обсадной колонне, отбор керна и т.п.).
Таблица 8. Породоразрушающий инструмент
Колонна
Направление
Кондуктор
Способ бурения
Тип породы
роторный
роторный
м
мс
с
ст
ст
с
Промежуточная
роторный
Эксплуатационная
кол-на
роторный
ст
Долото
Тип долота
Шарошечный
Шарошечный
Шарошечный
Шарошечный
Шарошечный
Шарошечный
Марка долота
III 531,8 M ЦГАУ
III 393,7 MC ЦГАУ
III 269,9 C ЦГАУ
Шарошечный
III 161 C ГАУ
Промывка забоя скважины при вращательном бурении – обязательный
технологический процесс. Она предназначена для очистки забоя от выбуренной горной
породы (шлама), охлаждения и очистки элементов долота.

Центральная промывка
Центральная промывка через округлое отверстие в центре долота (в котором может
устанавливаться
насадка)
обычно
применяется
в
долотах
малого
диаметра
с
негерметизированными опорами.
Центральные насадки могут быть как обычной цилиндрической, так и диффузорной
формы. Диффузорные насадки увеличивают турбулентность потока, устраняя застойные
зоны на забое скважины, улучшают очистку шарошек и одновременно снижают
возможность эрозии тела шарошек, обычно наблюдаемой при использовании стандартных
центральных насадок.
Использование центральной насадки предотвращает налипание породы на шарошки
(сальникообразование) и обеспечивает лучшую очистку забоя и повышение механической
скорости бурения.

Боковая промывка (Гидромониторная)
11
Вариантом боковой промывки является асимметричная схема промывки с
использованием двух миниудлиненных насадок. При этом гидромониторный узел на
третьей лапе долота отсутствует, что дает увеличение площади проходного сечения вокруг
долота и способствует более эффективному выносу шлама.
В долотах диаметром более 200 мм может применяться комбинированная
промывка, сочетающая боковые и центральные насадки.

Роторное бурение обеспечивает возможность эффективного разрушения
почти всех видов горных пород осадочной толщи, повышает длительность контакта зубьев
долота с забоем. Для роторного (низкооборотного) бурения подходит опора типа АУ,
имеющая два и более подшипника скольжения с герметизацией маслонаполненной опоры.
Данный тип опоры подходит для частоты вращения долота 45 – 90 об/мин, что
соответствует роторному способу бурения. Также тип опор АУ обладает высокими
значениями стойкости.
5. Проектирование режимно-технологических параметров
бурения
5.1. Расчет осевой нагрузки на долото
После принятия решения о способе бурения, типах используемых долот, забойных
двигателях и буровых растворах необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту
его вращения и расход буровых растворов, т.е. режим бурения для каждого однородного по
условиям буримости интервала скважины.
Выбор итоговой нагрузки на долото будет исходить из расчета трех видов нагрузки
и выбора наибольшего значения из первых двух при условии, что каждая из них больше
меньше допустимой нагрузки G1.
1) Определение предельно допустимых нагрузок:
G1 = 0,8 ∙ Gдоп(пред) ,
где Gдоп(пред) – предельная допустимая нагрузка, значения которой подбираются из
ГОСТ 20692-75, исходя из выбранного диаметра долота и типа опор шарошек, который в
свою очередь подбирается в зависимости от частоты вращения долота и его диаметра.
Например, рассчитаем нагрузку G1 для долота с диаметром 269,9. Его частота
вращения равна 233 об/мин (расчет будет ниже). Тогда по таблице 9 тип опор будет – НУ,
а по ГОСТ 20692-75 предельная нагрузка будет 350 кН. Тогда для этого долота:
𝐺1 = 0,8 ∙ 350 = 280 кН.
12
Таблица 9. Области применения и ожидаемая стойкость опор шарошек
Производим расчет данной характеристики для остальных долот (таблица 10).
Таблица 10. Результаты вычислений предельно допустимой нагрузки
Dд, мм
Gдоп(пред), кН
G1, кН
Итоговая частота
531,8
393,7
269,9
269,9
269,9
269,9
161
580
700
350
350
350
350
250
464
560
280
280
280
280
200
310
310
233
233
233
233
233
2) Выбор осевой нагрузки по удельным значениям – статический метод.
Рассчитаем осевую нагрузку на долото по следующей формуле:
𝐺2 = 𝑞уд ∙ 𝐷д
Где 𝐺2 − осевая нагрузка, [𝐺д ] = Н
𝑞уд – удельная нагрузка [𝑞уд ] = кН/мм
𝐷д - диаметр долота для бурения под направление [𝐷д ] = мм
Таблица 11. Рекомендуемые значения удельной нагрузки на долото для разрушения горных пород
Горные породы
q уд , кН/мм
Весьма мягкие
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками пород
средней твердости и твердых
<0,2
Породы средней твердости с прослойками твердых
Твердые породы
Крепкие и очень крепкие породы
Вычисления на интервале 0-100 м:
0,2-0,5
0,5-1,0
1,0-1,5
>1,5
G2 = q уд ∙ DД = 0,1 ∙ 531,8 = 53,18 кН,
где q уд =0,1 кН/мм , поскольку интервалу соответствуют мягкие (М) породы (таблица 10).
13
Производим расчет данной характеристики для остальных долот (таблица 12).
Таблица 12. Результаты вычислений нагрузки по удельным значениям
q, кН/мм
Тип пород
Dд, мм
G2, кН
0,1
0,2
1
0,7
0,7
1
0,7
м
мс
с
ст
ст
с
ст
531,8
393,7
269,9
269,9
269,9
269,9
161
53,18
78,74
269,9
188,93
188,93
269,9
112,7
3) Расчет нагрузки в зависимости от твердости породы и площади опорной
поверхности долота.
Рассчитаем осевую нагрузку на долото по следующей формуле:
𝐺3 = 𝑃ш ∙ 𝐹 ∙ а ,
где Рш - твердость по штампу по методу Шрейнера, определяемая по таблице 13, F площадь опорной поверхности долота, а – коэффициент, принимаемый за 1.
Таблица 13. Твердость пород по штампу по методу Шрейнера
Вычисления на интервале 0-100 м:
Рш = 150 Мпа,
𝐹=
𝐷д ∙ 1 ∙ 1,5 531,8 ∙ 1 ∙ 1,5
=
= 398,85 мм2 ,
2
2
G3 = 150 ∙ 398,85 ∙ 1 = 59,828 кН.
Производим расчет данной характеристики для остальных долот (таблица 14).
Таблица 14. Результаты вычисления нагрузки по твердости пород и площади опоры
Dд, мм
531,8
393,7
Pш, Мпа
150
200
F
398,85
295,275
14
G3, кН
59,8275
59,055
269,9
269,9
269,9
269,9
161
199,726
202,425
202,425
199,726
120,75
1400
1000
1000
1400
1000
279,6164
202,425
202,425
279,6164
120,75
Выбор итоговой нагрузки на долото будет исходить из расчета трех видов нагрузки
и выбора наибольшего значения из первых двух при условии, что каждая из них больше
меньше допустимой нагрузки G1 (Таблица 15).
Таблица 15. Результаты вычисления осевой нагрузки
Dд, мм
G2, кН
G1, кН
G3, кН
531,8
393,7
53,18
78,74
464
560
59,828
59,055
Итоговая
нагрузка
59,828
78,74
269,9
269,9
269,9
269,9
161
269,9
188,93
188,93
269,9
112,7
280
280
280
280
200
279,616
202,425
202,425
279,616
120,750
279,616
202,425
202,425
279,616
120,750
5.2. Расчет частоты вращения долота
Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные скорости вращения долота,
превышение которых вызывает снижение механической скорости бурения. Также
превышение частоты вращения долота снижает долговечность их работы вследствие более
интенсивного износа опор и сокращает проходку долота за рейс.
Выбор итоговой частоты вращения долота будет исходить из расчета трех видов
данного параметра и выбора оптимального значения из рассчитанных трех.
1) Статистический метод расчета частоты вращения долота.
Статистический метод расчёта частоты вращения долота (по предельной линейной
скорости) производится по формуле:
η1 =
(60·Vлин)
(π·DД)
,
где n — частота оборотов долота (об/мин), Vлин — рекомендуемая линейная
скорость на периферии долота (м/с).
Рекомендуемая линейная скорость выбирается относительно твердости пород
(таблица 16).
Таблица 16. Значения рекомендуемой линейной скорости в зависимоти от твердости
пород
15
Твердость
Vлин
Ед. измерения
м,мз
3,4-2,8
м/с
мс,мсз
2,8-1,8
м/с
с,сз
1,8-1,3
м/с
ст
1,5-1,2
м/с
Для примера все расчеты частот вращения будут производиться для долота первого
интервала (от 0 до 100 м).
Для интервала 0-100 м с твердостью пород М – Vлин = 3,3 м/с. Тогда:
η1 =
(60·Vлин)
(π·DД)
=
(60 · 3,3)
= 118,513 об/мин.
(π · 531,8 · 10−3)
Результаты расчетов для остальных интервалов приведены в таблице 17.
Таблица 17. Результаты расчетов частоты вращения статистическим методом
Тип пород
м
мс
с
ст
ст
с
ст
Dд, мм
531,8
393,7
269,9
269,9
269,9
269,9
161
Vлин, м/с
3,3
2,7
1,7
1,4
1,4
1,7
1,4
n1, об/мин
118,513
130,978
120,295
99,0664
99,0664
120,295
166,075
2) Технологический метод расчета частоты вращения долота.
Расчёт частоты вращения долота по стойкости к износу (технологический метод)
проводится по формуле:
η2 =
То
(0,2 · (α + 2))
где: α — коэффициент, характеризующий свойства горных пород (для М = 0,7…0,9;
для С = 0,5…0,7); То — константа, характеризующая стойкость опор долота (То = 0,0935·Dд,
где Dд — диаметр долота в мм).
Таким образом, для интервала 0-100 м α = 0,7, а То = 531,8 · 0,0935 = 49,723 мм.
Тогда:
То
49,723
η2 = (0,2·(α+2)) = 0,2·(0,7+2) = 92,080 об/мин.
Результаты расчетов для остальных интервалов приведены в таблице 18.
Таблица 18. Результаты расчетов частоты вращения технологическим методом
Тип пород
м
мс
с
Dд, мм
531,8
393,7
269,9
То, мм
49,723
36,811
25,236
а
0,7
0,9
0,65
16
n2, об/мин
92,080
63,467
47,614
ст
ст
с
ст
269,9
269,9
269,9
161
25,236
25,236
25,236
15,054
0,5
0,5
0,65
0,5
50,4713
50,471
47,614
30,107
3) Аналитический метод расчета частоты вращения долота.
η3 =
39
𝑡к · 𝑧
где tк – минимальное время контакта зуба долота с горной породой, с (для упругопластичных пород tк = 5…7 ·10-3 сек; для хрупких пород tк =6…8 ·10-3 сек; для
высокопористых пород tк = 3…6 · 10-3 сек.); z – число зубьев.
Для первого интервала 0-100 м tк = 7 ·10-3 сек, z = 18. Тогда:
η3 =
39
𝑡к ·𝑧
=
39
7 ·10−3 ·18
= 309,524 об/мин.
Результаты расчетов для остальных интервалов приведены в таблице 19.
Таблица 19. Результаты расчетов частоты вращения аналитическим методом
Тип пород
м
мс
с
ст
ст
с
ст
tк, мс
7
7
7
7
7
7
7
n3, об/мин
309,524
309,524
232,143
232,143
232,143
232,143
232,143
z
18
18
24
24
24
24
24
4) Выбор итогового значения частоты вращения долота (таблица 20).
Выбор осуществляется исходя из анализа оптимального значения трех параметров.
Если η1 и η2 не больше η3 , то η3 принимается за итоговое значение.
Таблица 20. Выбор итогового значения долота
Dд, мм
n1, об/мин
n2, об/мин
n3, об/мин
531,8
393,7
269,9
269,9
269,9
269,9
161
118,513
130,978
120,295
99,066
99,066
120,295
166,075
92,08019
63,46716
47,61443
50,4713
50,4713
47,61443
30,107
309,524
309,524
232,143
232,143
232,143
232,143
232,143
17
Итоговая
частота
310
310
233
233
233
233
233
6. Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб.
Данный этап включает расчет диаметров и длин УБТ, бурильных труб. Расчет
начинается с эксплуатационной колонны:
а) Отношение диаметра УБТ к диаметру эксплуатационной колонны должно
составлять 0,75÷0,85:
𝐷УБТ𝑚𝑖𝑛 = 161 ∙ 0,75 = 120,75 мм,
𝐷УБТ𝑚𝑎𝑥 = 161 ∙ 0,85 = 136,85 мм.
По СТ СЭВ 1385-78 выбираем промежуточный диаметр УБТ: 127 мм, масса одного
метра 𝑞УБТ = 78,9 кг .
Отношение диаметра бурильных труб к диаметру УБТ должно быть 0,8:
𝐷БТ = 127 ∙ 0,8 = 101,6 мм
По ГОСТ 32696-2014 выбираем ближайший больший диаметр утяжеленных
бурильных труб: 101,6 мм, масса одного метра 𝑞1 = 23,61 кг. Данные бурильные трубы
будут использованы при строительстве всех колонн.
Был выбран материал производства труб – 40ХН2МА с плотностью 7850 кг/м3.
Расчетная длина УБТ:
𝐿УБТ расч. =
(1,25 ∙ 120,75 ∙ 1000)
(1,25 ∙ 𝑃д )
= 228,479 м
𝜌р =
1,150
𝑞1 ∙ (1 − 𝜌 ) 78,9 ∙ 9,81 ∙ (1 −
)
7,850
т
Расчетная длина бурильных труб:
𝐿БТ экспл. = 𝐿спуска экспл. − 𝐿УБТ1 = 2800 − 228,479 = 2571,521 м
Реальная длина труб должна быть кратна минимальному размеру типовых труб,
равному 8 м.
Реальная длина УБТ 232 м, реальная длина бурильных труб 2568 м.
б) Перейдем к расчету для второй промежуточной колонны (300-2400 м).
Отношение диаметра УБТ к диаметру эксплуатационной колонны должно
составлять 0,75÷0,85:
𝐷УБТ𝑚𝑖𝑛 = 269,9 ∙ 0,75 = 202,425 мм,
𝐷УБТ𝑚𝑎𝑥 = 269,9 ∙ 0,75 = 229,415 мм.
По СТ СЭВ 1385-78 выбираем промежуточный диаметр УБТ: 209,6 мм, масса одного
метра 𝑞2 = 273,2 кг .
Так как, начиная со второй промежуточной колонны, колонна УБТ будет много
секционной, используем отличную от разобранной в пункте а формулу:
18
𝐿УБТ расч. =
(1,15 ∙ 𝑃д )
𝜌р =
1
[𝜆 ∙ 𝑞2 + 𝑛 − 1 ∙ (1 − 𝜆) ∙ 𝑞1 ] ∙ (1 − 𝜌 )
𝑐
=
м
(1,15 ∙ 279,616 ∙ 1000)
= 191,08 м
1
1,200
[0,7 ∙ 273.2 ∙ 9,81 + 2 − 1 ∙ (1 − 0,7) ∙ 78,9 ∙ 9,81] ∙ (1 −
)
7,850
Длина УБТ первой секции:
𝐿УБТ1 = 𝐿УБТ ∙ 𝜆 = 191,08 ∙ 0,7 = 133,756 м
Длина УБТ второй секции:
𝐿УБТ2 = 𝐿УБТрасч − 𝐿УБТ1 = 57,324 м
Расчетная длина бурильных труб:
𝐿БТ промеж.2 = 𝐿спуска промеж.2 − 𝐿УБТ = 2400 − 133,756 = 2208,920 м
Реальная длина УБТ первой секции 136 м, второй секции 56 м, бурильных труб 2208
м.
в) Перейдем к расчету для кондуктора (0-300 м).
Отношение диаметра УБТ к диаметру эксплуатационной колонны должно
составлять 0,65÷0,75:
𝐷УБТ𝑚𝑖𝑛 = 393,7 ∙ 0,75 = 255,905 мм
𝐷УБТ𝑚𝑎𝑥 = 393,7 ∙ 0,75 = 295,275 мм
По СТ СЭВ 1385-78 выбираем ближайший больший диаметр УБТ: 279,5 мм, масса
одного метра 𝑞3 = 444,8 кг .
Расчетная длина УБТ:
𝐿УБТ расч. =
(1,15 ∙ 𝑃д )
𝜌р =
1
[𝜆 ∙ 𝑞3 + 𝑛 − 1 ∙ (1 − 𝜆) ∙ (𝑞2 − 𝑞1 )] ∙ (1 − 𝜌 )
𝑐
=
м
(1,15 ∙ 78,74 ∙ 1000)
1
1,350
[0,7 ∙ 444,8 ∙ 9,81 + 3 − 1 ∙ (1 − 0,7) ∙ (273,2 − 78,9) ∙ 9,81] ∙ (1 −
)
7,850
= 53,858 м
Длина УБТ первой секции:
𝐿УБТ1 = 𝐿УБТ ∙ 𝜆 = 53,858 ∙ 0,7 = 37,701 м
Длина УБТ второй и третьей секции:
𝐿УБТ2 = 𝐿УБТ3 = (𝐿УБТ расч. − 𝐿УБТ1 )/2 = 8,017 м
Расчетная длина бурильных труб:
𝐿БТ промеж.1 = 𝐿спуска промеж.1 − 𝐿УБТ = 300 − 53,858 = 246,142 м
19
Реальная длина УБТ первой секции 40 м, второй и третьей секции 8 м, бурильных
труб 248 м.
г) Перейдем к расчету для направления (0-100 м).
Расчет для кондуктора аналогичен расчету для кондуктора колонны.
Расчетная длина УБТ:
𝐿УБТ расч. =
(1,15 ∙ 𝑃д )
𝜌р =
1
[𝜆 ∙ 𝑞3 + 𝑛 − 1 ∙ (1 − 𝜆) ∙ (𝑞2 − 𝑞1 )] ∙ (1 − 𝜌 )
𝑐
=
м
(1,15 ∙ 59,828 ∙ 1000)
1
1,300
[0,7 ∙ 444,8 ∙ 9,81 + 3 − 1 ∙ (1 − 0,7) ∙ (273,2 − 78,9) ∙ 9,81] ∙ (1 −
)
7,850
= 53,447 м
Длина УБТ первой секции:
𝐿УБТ1 = 𝐿УБТ ∙ 𝜆 = 53,447 ∙ 0,7 = 37,413 м
Длина УБТ второй и третьей секции:
𝐿УБТ2 = 𝐿УБТ3 = (𝐿УБТ расч. − 𝐿УБТ1 )/2 = 8,017 м
Расчетная длина бурильных труб:
𝐿БТ конд. = 𝐿спуска кондуктора − 𝐿УБТ = 100 − 53,447 = 46,553 м
Реальная длина УБТ первой секции 40 м, второй и третьей секции 8 м, бурильных
труб 48 м.
Результаты расчета представлены в таблице 20:
Таблица 20 - Расчет компоновки бурильной колонны
Интервал,
Dдол,
м
мм
0-100
0-300
300-2400
2400-2800
531,8
393,7
𝐷УБТ , мм
𝑚УБТ,
кг/м
𝐷БТ , мм
𝑚БТ,
кг/м
𝐿УБТ , м
279,5
444,8
40
228,6
273,2
8
127,0
78,9
8
279,5
444,8
40
228,6
273,2
127,0
78,9
8
228,6
273,2
136
101,6
23,61
8
269,9
161
𝐿БТ , м
48
248
2208
127,0
78,9
56
127,0
78,9
232
20
2568
Расчет для направления не производился.
Прочностной расчет
Условие прочности при растяжении:
𝑄′р
𝜎′р = 𝜋
≤ [𝜎р ],
2 − 𝑑2)
(𝑑
н
в
4
где Qр – наибольшее растягивающее усилие при подъеме колонны, Н; dн – наружный
диаметр БТ, м; dв – внутренний диаметр БТ, м; [σр] – предел прочности материала труб,
МПа.
𝑄р = (𝑙БТ ∙ 𝑞БТ + 𝑙УБТ ∙ 𝑞УБТ + 𝑄1 + 𝑄2 ) ∙ (1 −
𝑄′р = (𝑙БТ ∙ 𝑞БТ + 0,1 ∙ 𝑙УБТ ∙ 𝑞УБТ ) ∙ (1 −
2
𝜌р−ра
𝜋𝑑вн
) + Р𝑚𝑎𝑥 ∙
,
𝜌стали
4
2
𝜌р−ра
𝜋𝑑вн
) + Р𝑚𝑎𝑥 ∙
,
𝜌стали
4
где 𝑙БТ, LУБТ – длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м; 𝑞БТ, 𝑞УБТ –
вес 1 м бурильных и утяжеленных труб соответственно, Н/м; Q1– вес долота и КНБК, Н; Q2
– усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно составляет 0,5-1·105 Н); Р𝑚𝑎𝑥 –
давление,
развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате
бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса) – примем 21,2
МПа; dв – диаметр проходного отверстия трубы, м.
Расчет для кондуктора:
𝑄р = (23,61 ∙ 48 ∙ 9,81 + 40 ∙ 444,8 ∙ 9,81 + 8 ∙ 273,2 ∙ 9,81 + 8 ∙ 273,2 ∙ 9,81 + 1 ∙
1,300
105 ) ∙ (1 − 7,850) + 21,2 ∙ 106 ∗
𝜋∗(101,6∙10−3 )
2
4
= 437,334 кН.
437,334 ∙ 103
𝜎′р = 𝜋
= 215,947 МПа
(0,10612 − 0,0882 )
4
Материал
40ХН2МА
имеет
=
[𝜎р ]
1080
МПа.
Как
мы
видим
𝜎′р <
[𝜎р ],следовательно, условие прочности выполняется.
Расчет касательных напряжений при кручении:
𝜏кр =
Мкр
,
𝑊р
где Мкр - крутящий момент, кН·м; 𝑊р – полярный момент сопротивления площади
поперечного сечения трубы при кручении, м3.
Полярный момент:
21
𝜋 𝑑н2 − 𝑑в2
𝑊р =
∗
.
16
𝑑н
𝜋 (0,10162 − 0,08892 )
𝑊р =
∗
= 467,557 ∙ 10−5 м3 .
16
0,1016
Крутящий момент:
𝑀кр =
𝑘д ∙ 𝑁
,
𝜔
где 𝑘д – коэффициент динамичности, kд=1,5;
ω – угловая скорость вращения, с-1.
𝜔=
𝜋 ∙ 𝑛 𝜋 ∙ 310
=
= 32,413 с−1 .
30
30
где n – частота вращения, мин-1.
Подводимая мощность:
𝑁 = 𝑁Д + 𝑁хв ,
где 𝑁Д - мощность на вращение долота, кВт; 𝑁хв – мощность холостого вращения,
кВт.
Мощность на вращение долота, кВт
𝑁Д = 𝑘г.п. ∙ 10−7,7 ∙ 𝑛 ∙ 𝐷Д0,4 ∙ 𝑃Д1,3 = 2,85 ∙ 10−7,7 ∙ 310 ∙ 0,53180,4 ∙ 598281,3 = 22,625 кВт.
где 𝑘г.п. . – коэффициент крепости горной породы (для мягких – 2,85; для средних –
2,3; для крепких – 1,85); 𝑛 – частота вращения, мин-1; 𝐷Д –диаметр долота, м; 𝑃Д – осевая
нагрузка на долото, Н.
Мощность холостого вращения, кВт:
𝑁хв = 13,5 ∙ 10−7 ∙ 𝜌бр ∙ 𝑑н 2 ∙ 𝐿 ∙ 𝑛1,5 ∙ 𝐷Д0,5 =
= 13,5 ∙ 10−7 ∙ 1300 ∙ 0,10162 ∙ (48) ∙ 3101,5 ∙ 0,53180,5 = 3,453 кВт.
где 𝑑н – наружный диаметр БТ, м; L – суммарная длина бурильных труб, м.
Подводимая мощность:
𝑁 = 𝑁Д + 𝑁хв = 22,172 + 3,453 = 25,625 кВт.
Крутящий момент:
𝑀кр =
𝑘д ∙ 𝑁 1,5 ∙ 25,625
=
= 1,186 кН ∙ м.
𝜔
32,413
Касательные напряжения при кручении:
1,186 ∙ 103
𝜏кр =
= 0,254 МПа,
25,625 ∙ 10−5
22
Проверка по III теории прочности:
√𝜎′р 2 + 4𝜏 2 ≤
[𝜎𝑚 ]
,
𝑛
где n=1,4; [𝜎𝑚 ] – предел текучести материала труб (табл. 15)
√215,946 2 + 4 ∙ 0,2542 ≤
930 ∗ 106
1,4
215,946 МПа ≤ 664,286 МПа. Условие выполнено.
Для остальных колонн проводим такие же расчеты.
Результаты расчета представлены в таблицах 21, 22.
Таблица 21 - Расчет бурильной колонны при роторном бурении
Интервал,
м
0-100
0-300
300-2400
𝑊р ,
−5
𝑁д , кВт
𝑁хв , кВт
𝑁, кВт
𝜔, 𝑐 −1
𝑀кр ,
кН ∙ м
𝜏кр , МПа
467.557
22.172
28.097
75.944
3.453
15.942
67.848
25.625
44.038
143.792
32.413
32.413
24.310
1.186
2.038
8.872
0.254
0.436
1.898
20.733
58.406
79.140
24.310
4.883
1.044
3
м ∙ 10
2400-2800
Таблица 22 - Проверка по III теории прочности
Интервал, м
𝑄р , кН
𝜎′р , МПа
III теория
прочности
Выполнено ли
условие
0-100
0-300
300-2400
437.334
470.984
1035.899
215.947
232.562
511.505
215.946
232.560
511.491
Да
Да
Да
2400-2800
918.316
453.445
453.441
Да
с
коэффициента
4. Выбор буровой установки
Максимальные
допустимые
нагрузки
на
крюке
учетом
грузоподъемности для бурильной колонны:
Для интервала 300-2400:
БК
𝐺𝑚𝑎𝑥
=
1035,899
= 1726,5 кН.
0,6
В соответствии с ГОСТ 632-80 определим массу одного метра обсадных труб (табл.
23). Определим вес целой обсадной колонны:
ОК
𝐺𝑚𝑎𝑥
=
𝐺ОК 𝑚 ∙ 𝐿 ∙ 𝑔 12,2 ∙ 2100 ∙ 9,81
=
=
= 418,887 кН.
0,6
0,6
0,6
Таблица 23 - Расчет допустимой нагрузки на буровую установку
23
Интервал, м
𝑄р , кН
0-100
437.334
0-300
470.984
300-2400
1035.899
2400-2800
918.316
Масса 1 метра Нагрузки от
ОК, кг/м
БК
ОК
54
728,891
88,29
22,5
784,973
110,363
12,2
𝟏𝟕𝟐𝟔, 𝟓
𝟒𝟏𝟖, 𝟖𝟖𝟕
3,7
1530,53
24,198
Для полученных значений подходит буровая установка БУ 2900/175ДГУ-М1, (табл.
24).
Таблица 24 - Технические характеристики буровых установок
Параметр
Значение
Допускаемая нагрузка на крюке, кН
1750
Условная глубина бурения, м
2900
Скорость
подъема
крюка
при
0,1-0,2
расхаживании колонны, м/с
Скорость подъема элеватора (без
1,95
нагрузки), м/с, не менее
Расчетная мощность на входном валу
550
подъемного агрегата, кВт
Диаметр отверстия в столе ротора, мм
560
Расчетная мощность привода ротора,
180
кВт, не более
Вид привода
ДГ
Высота основания (отметка пола
8
буровой), м
24