Роторний спосіб буріння

Вихідні дані:

Інтервал буріння 3330− 3670 м;

Типорозмір долота ІІІ 165.1 СЗ− ГАУR496;

Довжина ОБТ l_ОБТ=180 м;

Довжина КНБК =21 м;

Зовнішній діаметр КНБК d_КНБКз=133 мм;

Внутрішні діаметр КНБК d_КНБКв=64 мм;

Зовнішній діаметр ОБТ d_ОБТз=133 мм;

Внутрішні діаметр ОБТ d_ОБТв=64 мм;

Зовнішній діаметр бурильної колони d_БКз=101.6 мм;

Густина промивальної рідини r=1140 кг/м;

Глибина спуску проміжної колони H=3330 м;

Товщина стінки проміжної колони d= 12.7 мм;

Твердість гірської породи по штампу р= 1200 МПа;

Внутрішній діаметр проміжної колони d_ПРв= 168.6 мм;

Коефіцієнт кавернозності К= 1, 05;

Виконаємо проектування параметрів режиму буріння за допомогою аналітичного методу.

1.а) Визначимо бажане осьове навантаження на долото виходячи із умови об’ємного руйнування гірської породи за питомим навантаженням:

(2.49)

де q– питоме навантаження на долото,;

q= (5÷ 10)·10;

G= (5÷ 10)·10·0, 165.1=82.55÷ 165.1 кН;

б) Визначимо бажане осьове навантаження на долото за твердістю і площею контакту:

(2.50)

де К= 1.1 – коефіцієнт, який враховує вплив вибійних умов на твердість гірської породи;

р– твердість гірської породи за штампом;

F– контактна площа тришарошкових доліт;

F= 170 мм;

G= 1.1·1200·10·170·10= 224.4 кН;

Паспортне значення допустимого навантаження на долото

Ш 165.1 СЗ− ГАУR496 становить:

[G] = 130 кН;

Отримане значення порівнявши з паспортним, приймаємо осьове навантаження G= 120 кН.

2. Визначимо швидкість обертання долота з умови забезпечення необхідного часу контакту зуба долота з породою.

(2.51)

де w– швидкість обертання долота, с;

d_Ш – діаметр шарошки, м;

d_Ш=D_Д/1, 6 (2.52)

t= (3÷ 8)·10[c] – мінімально необхідний час контакту зуба долота з породою;

z=20 – максимальна кількість зубців на периферійному вінці шарошки;

d_Ш= 0, 1651/1, 6=0, 103;

Отже:

Визначимо значення розрахункової частоти обертання:

(2.53)

Аналізуючи отримане значення частоти обертання долота і коли воно більше за необхідне для буріння роторним способом для шарошкових доліт, то приймаємо з врахуванням глибини буріння:

n = 60 хв, w= 6, 28 с− для буріння свердловини глибиною більше 2500 м;

Таблиця 2.11 – Характеристика ротора Р− 560

3.Проектуємо витрату промивної рідини.

Витрату промивної рідини вибирають з двох умов:

а) з умови очищення вибою свердловини від вибуреної породи

Q₁ = q_o F (2.54)

де q_о - питома витрата промивальної рідини, м/с;

F_виб - площа вибою свердловини, м²

Приймаємо q_o = 0, 4 м/с для роторного способу буріння.

Q м³/с

б) з умови транспортування шламу в кільцевому просторі

Q₂ = V (2.55)

де V - швидкість руху рідини в кільцевому просторі, приймемо V = 1 м/с

F - площа кільцевого простору, м².

Площу кільцевого простору в необсаженій частині визначаємо за формулою:

F (2.56)

F м².

Звідси за формулою (2.55) знаходимо, що

Q м³/с.

Площу кільцевого простору в обсаженій частині визначаємо за формулою:

F (2.57)

F м².

Звідси за формулою (2.55) знаходимо, що

Q^´ м³/с.

За розрахованими значеннями вибираємо насос У8-6МА2 з теоретичною подачею 18.9 л/с, діаметром втулок 130 мм і максимальним тиском 25 МПа характеристика якого приведена в таблиці 2.12.

Таблиця 2.12 – Технічна характеристика насосу У8-6МА2.

Визначимо фактичне значення Q_Ф:

Q_Ф= Q_Т·К_Н (2.58)

де К_Н – коефіцієнт наповнення насоса. Приймаємо К_Н=0, 9

Q_Ф= 18.9·0, 9=17.01 л/с

4. Приведемо можливість реалізації режимних параметрів (G, w, Q)

З попередніх розрахунків маємо:

G=120 кН;

w= 6, 28 c;

Q = 0, 01701 м/c;

Перевірка осьового навантаження Gд та швидкості обертання проводиться за крутним моментом, який не повинен перевищувати момент, що передається ротору і не створювати небезпечних напружень в бурильній колоні.

, (2.59)

де – крутний момент, який передається бурильній колоні, ;

– момент, який передається ротору, .

, (2.60)

де – момент на долоті, ;

– момент, необхідний на холосте обертання бурильної колони, .

, (2.61)

де – питомий момент на одиницю навантаження, м;

– момент, який не залежить від осьового навантаження.

Для шарошкових доліт питомий момент можна знайти за формулою:

, (2.62)

де – емпіричний коефіцієнт, який залежить від типу доліт (приймаємо а₀=0, 5).

Для шарошкових доліт з герметизованими опорами наближено знахо­димо за формулою:

(2.63)

Приймаємо М₀ =743 Н·м

За формулою (2.60):

Момент на холосте обертання бурильної колони знаходимо за форму­лою (2.20):

За формулою (2.59):

Для перевірки можливості реалізації потрібного моменту необхідно одержане значення порівняти з моментом, який може створити ротор:

, (2.64)

де – паспортне значення моменту, який передається на ротор;

(2.65)

– момент, який витрачається на подолання опорів в наземній системі пе­редач від двигуна до ведучої труби.

де – дослідні коефіцієнти;

– при приводі ротора через лебідку;

– при приводі ротора через редуктор.

.

За формулою (2.64):

Таким чином: М_кр< М_р. Це свідчить про те, що режимні параметри G_Д, ω забезпечені.

Для перевірки реалізації витрат промивальної рідини необхідно провести гідравлічний розрахунок. Для цього визначаємо гідравлічні витрати тиску в елементах циркуляційної системи.

, (2.66)

де – сумарні гідравлічні втрати тиску в циркуляційній системі, Па;

– втрати тиску в бурильних трубах, Па;

– втрати тиску в кільцевому просторі за бурильними трубами, Па;

– втрати тиску в замках і муфтах (для труб і кільцевого простору), Па;

– втрати тиску в ОБТ, Па;

– втрати тиску в кільцевому просторі за ОБТ, Па;

– втрати тиску в наземній обв'язці (стояку, буровому шланзі, ведучій трубі, вертлюзі), Па;

– втрати тиску в долоті, Па.

Для зручності проведення розрахунків складемо таблицю, яка відображатиме геометричні розміри бурильної колони, яка використовується в інтервалі буріння під експлуатаційну колону.

Таблиця 2.13 – Геометричні параметри бурильної колони

На рисунку 2.4 приведена бурильна колона, на кінець буріння під експлуатаційну колону, склад якої відповідає таблиці 2.13.