Курсовая работа (т): Расчет конструкции скважины, страницы 16-20

Состав матрицы подбирается в зависимости от породы с таким расчетом, чтобы износ матрицы происходил немного быстрее, чем износ алмазов. В результате на поверхности постоянно обнажаются новые, острые алмазы с оптимальной скоростью, обеспечивающей максимальные скорости проходки и срок службы долота.

Рис.1.5.4. Импрегнированные долота.

Поликристаллические долота (PDC).

Механическая скорость бурения является основной проблемой при глубоком бурении. Низкая механическая скорость бурения прежде всего является результатом большого предела прочности на сжатие сильно перегруженных пород встречающихся на больших глубинах. Первоначально трёхшарошечные долота с твёрдосплавными вставками использовались для бурения твёрдых пород на малых глубинах, а также применялись для бурения глубоких скважин. Однако на больших глубинах становиться тяжелее распознать поломку долота, такая ситуация может возникнуть при больших частотах вращения, когда имеется большая нагрузка на долото на большой глубине. Это может привести к наиболее частым поломкам, потерям шарошек, частым спускоподъемным операциям, увеличению стоимости и низким механическим скоростям.

Рис.1.5.5. Поликристаллические долота

Рис. 1.5.6. Схема поликристаллического долота

Стационарные режущие элементы с поликристаллическими режущими алмазными вставками (PDC) (рис.1.5.5) стали решением проблем присущих подвижным частям шарошечных долот. Режущая поверхность PDC содержит синтетические поликристаллические алмазы, присоединённые к вольфрамокарбидному штырю или лопасти (рис.1.5.6). Впервые этот тип был разработан в 1970 г. и ныне является рекордным при бурении скважины глубиной 22000 футов.

Режущие элементы PDC обычно бурят в несколько раз быстрее, чем шарошечные,особенно в мягких породах и срок службы режущих элементов PDC резко возрос за последние 20 лет. Эти долота также очень хороши для горизонтального бурения и тоннельных операций.

Так, долото 215,9FD266SM-A154 в условиях ООО «СГК-Бурение» на Восточно-Сургутском месторождении в интервале 1226-3604м обеспечило значительное увеличение механической скорости бурения - с 50-55 м/час до 80-90 при проходке 5500м. Долота 311,1 FD366SMA-A47M-01, изготовленные по заказу ОАО «Сургутнефтегаз» при отработке на месторождениях Федоровское, Конитлоровское, Родниковское, Яунлорское, Восточно-Сургутское обеспечили при средней проходке 6200м среднюю механическую скорость бурения 46 м/час, а максимальная скорость достигала 54,3 м/час.

Но PDC имеют свою собственную совокупность проблем при бурении твёрдых пород. Например “завихрение долота”, проблема, которая возникает, когда центр вращения долота PDC смещается от своего геометрического центра, при этом получается нецилиндрическое отверстие. Это может быть результатом неуравновешенного состояния вызванного нарушением нормальной работы сил трения между породой и долотом, это является аналогом несбалансированного обода колеса вызванного вибрациями, которые продолжаются при больших скоростях автомобиля. Несмотря на то, что режущие элементы PDC хороши при бурении пород, они также восприимчивы к поломкам от ударов об острые элементы в твёрдых породах, что в результате ведет к понижению жизненного цикла долота и низким механическим скоростям проходки. Долота PDC - наиболее эффективное снижение стоимости бурения в мягких и средних породах.

2.Расчетная часть

.1 Расчет конструкции скважины

Таблица 1.1. Расчет конструкции скважины

№	Наименование параметра	Единицы измерения	Условное обозначение	Способ определения	Численное значение
1	Профиль скважины			По заданию	Наклонно-направленный трех-интервальный
2	Число обсадных колонн			По заданию	4
3	Длина вертикального участка	м	H	По заданию	300
4	Глубина скважины	м	L	По заданию	2000
5	Радиус искривления	м	R	По заданию	500
6	Зенитный угол	град	α	По заданию	45
7	Диаметр эксплуатационной колонны	мм	По заданию178
8	Тип пород			По заданию	М
9	Тип долота			По заданию	Ш
10	Осевая нагрузка на долто	кН	G	По заданию	100
11	Частота вращения долта	об/мин	n	По заданию	100
12	Отклонение забоя	1500
13	Длина участка стабилизации	м	1929
14	Протяженность ствола скважины	м	l	2230
15	Диаметр муфты эксплуатационной колонны	мм	[2, табл. 8. 1]194,5
16	Диаметральный зазор у муфт э. к.	мм	[1, табл. VІ. 1]25

17 Диаметр долота по э. к.: - расчетный - по ГОСТ 20692 мм

,5

222,3
18	Длина э. к.	м	2230

19 Внутренний диаметр промежуточной колонны: - расчетный - по ГОСТ 632-80 мм

,5

228,6
20	Зазор между внутренним диаметром п. к. и долотом	мм	Δ	10
21	Диаметр п. к.	мм	[2, табл. 8. 1]244,5
22	Диаметр муфты п. к.	мм	[2, табл. 8. 1]269,9
23	Диаметральный зазор у муфты п. к.	мм	[1, табл. VІ. 1]30

24 Диаметр долота по п. к.: - расчетный - по ГОСТ 20692 мм 299,9

311,1
25	Длина п. к.	м	1657

26 Внутренний диаметр кондуктора: - расчетный - по ГОСТ 632-80 мм

,9

311,7
27	Зазор между внутренним диаметром кондуктора и долотом	мм	Δ	10
28	Диаметр кондуктора	мм	[2, табл. 8. 1]339,7
29	Диаметр муфты кондуктора	мм	[2, табл. 8. 1]365,1
30	Диаметральный зазор у муфты кондуктора	мм	[1, табл. VІ. 1]45

31 Диаметр долота по кондуктору: - расчетный - по ГОСТ 20692 мм

410,1

444,5
32	Длина кондуктора	м	300

33 Внутренний диаметр направления: - расчетный - по ГОСТ 632-80 мм 454,5

,9


34	Зазор между внутренним диаметром направления и долотом	мм	Δ	10
35	Диаметр направления	мм	[2, табл. 8. 1]473,1
36	Диаметр муфты направления	мм	[2, табл. 8. 1]508
37	Диаметральный зазор у муфты направления	мм	[1, табл. VІ. 1]50

38 Диаметр долота по направлению: - расчетный - по ГОСТ 20692 мм 558

Спец.

39 Длина направления м до 30050

.2 Гидравлический расчет промывки скважины

Таблица 1.2. Гидравлический расчёт при бурении под кондуктор

№	Наименование параметра	Единицы измерения	Условные обозначения	Способ определения	Численное значение
1	2	3	4	5	6
1	тип БТ			принимаем с высаженными наружу концами
2	внутр.диаметр БТ под К	мм	dБТК	принимаем	123,7
3	наруж. диаметр БТ под К	мм	DБТК	принимаем	140
4	диаметр скважины (долота)	мм	DДК	[табл.1]	444,5
5	длина кондуктора	м	lк	[табл.1]	300
6	длина наземного манифольда	м	lм	Тех.данные ПБК	50
7	плотность жидкости	кг/м³	ρ	принимаем	1000
8	киниматическая вязкость раствора	м²/с		принимаем как у воды
9	плотность бурового раствора в кольцевом пространстве	кг/м³	ρкп	ρкп=f(Vм)=1,05ρ	1050
10	атмосферное давление	Мпа	ра	принимаем	0,1013
11	площадь проходного сечения:
	БТ под К	см²	Fпк		120,1
	кольцевого пространства (гладкая часть)	см²	Fкп		1391
12	рекомендуемая скорость жидкости в кольцевом пространстве	м/с	[Vкп]	принимаем	0,5
13	требуемый расход жидкости (подача насоса)	л/с	Q	Q=[Vкп]∙Fкп	69,5
				принимаем	70
14	фактическая скорость жидкости:
	в БТ под К	м/с	VБТК		5,83
	в кольцевом пространстве	м/с	Vкп		0,5
15	гидравлический радиус сечения:
	БТ под К	мм	Rг		31
	кольцевого пространства	мм	Rг,кп		75,8
16	число Рейнольдса:
	в БТ под К		Re		7,2∙105
	в кольцевом пространстве		152∙10³
17	режим течения			турбулентный в БТ и в кольцевом пространстве
18	эквивалентная шереховатость стенок гидроканала	мм	Δ	принимаем	0,05
19	коэффициент гидравлического сопротивления:
	в БТ под К		λБТК		0,015
	кольцевого пространства		λкп		0,016
20	потери давления:
	в БТ под К	МПа	РБТК		0,7
	в кольцевом пространстве	МПа	Ркпо		0,02
21	число замковых соединений		j		12,5
				Принимаем	13
22	наружный диаметр замка	мм	Dзк	[II,стр. 26]	146
23	площадь сечения кольцевого канала около замков К	см²	Fзк		1383,7
24	суммарный коэффициент местного сопротивления в замковых соединениях К		кпк		0,005
25	скорость жидкости в кольцевом канале замка К	м/с	Vзк		0,5
26	общие потери давления в замковых соединениях К	МПа	Рзк		0,0001
27	суммарные потери давления на трении в кольцевом пространстве	МПа	Ркп	Ркп=Ркпо+Рзк	0,0201
28	тип долота			[1]	СЗ
29	число насадок		Zн	[1]	3
30	тип насадок			гидромониторные
31	диаметр отверстия насадки	мм	dо	принимаем	16
32	скорость истечения жидкости	м/с	Vн		116
33	коэффициент расхода насадки			[1]	0,43
34	перепад давления в долоте	МПа	РД		3,6
35	давление жидкости на устье скважины	МПа	ру	ру=ра	0,101
36	давление жидкости на забое скважины	МПа	рз	рз=ру+кпqL+Ркп	2,94
37	давление жидкости на входе в долото	МПа	р(l)	р(l)=рз+Рд	6,54
38	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=р(l)-qL+РБТ	4,3
проверка:
39	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=РБТ+Рд+Ркп+(кп-)qL+ра	4,3

Таблица 1.3.Гидравлический расчет промывки скважины при бурении под промежуточную колонну

№	Наименование параметра	Единицы измерения	Условные обозначения	Способ определения	Численное значение
1	2	3	4	5	6
1	тип БТ			принимаем с высаженными наружу концами
2	внутр.диаметр БТ под ПК	мм	dБТК	[табл.1]	123,7
3	наруж. диаметр БТ под ПК	мм	DБТК	[табл.1]	140
4	диаметр скважины (долота)	мм	DДК	[табл.1]	311,1
5	длина ПК	м	lк	[табл.1]	1657
6	длина наземного манифольда	м	lм	Тех. данные ПБК	50
7	плотность бурового раствора	кг/м³	ρ	[1]	1050
8	Кинематическая вязкость раствора	м²/с		принимаем как у воды
9	плотность бурового раствора в кольцевом пространстве	кг/м³	ρкп	ρкп=f(Vм)=1,05ρ	1103
10	атмосферное давление	Мпа	ра	принимаем	0,101
11	площадь проходного сечения:
	БТ под ПК	см²	Fпк		120,1
	кольцевого пространства (гладкая часть)	см²	Fкп		605,9
12	рекомендуемая скорость жидкости в кольцевом пространстве	м/с	[Vкп]	Vкп=f(φ)	0,75
13	требуемый расход жидкости (подача насоса)	л/с	Q	Q=[Vкп]∙Fкп	44,9
				принимаем	45
14	фактическая скорость жидкости:
	в БТ под ПК	м/с	VБТК		3,75
	в кольцевом пространстве	м/с	Vкп		0,75
15	гидравлический радиус сечения:
	БТ под ПК	мм	Rг		31
	кольцевого пространства	мм	Rг,кп		42,7
16	число Рейнольдса:
	в БТ под ПК		Re		4,6∙105
	в кольцевом пространстве		Reкп		128,1∙10³
17	режим течения			турбулентный в БТ и в кольцевом пространстве
18	эквивалентная шереховатость стенок гидроканала	мм	Δ	принимаем	0,05
19	коэффициент гидравлического сопротивления:
	в БТ под ПК		λБТК		0,016
	кольцевого пространства		λкп		0,017
20	потери давления:
	в БТ под ПК	МПа	РБТК		1,63
	в кольцевом пространстве	МПа	Ркпо		0,05
21	число замковых соединений		j		69,04
				принимаем	69
22	наружный диаметр замка	мм	Dзк	[1]	146
23	площадь сечения кольцевого канала около замков ПК	см²	Fзк		592,4
24	суммарный коэффициент местного сопротивления в замковых соединениях ПК		кпк		0,015
25	скорость жидкости в кольцевом канале замка ПК	м/с	Vзк		0,76
26	общие потери давления в замковых соединениях ПК	МПа	Рзк		0,0007
27	суммарные потери давления на трении в кольцевом пространстве	МПа	Ркп	Ркп=Ркпо+Рзк	0,0507
28	тип долота			[1]	СЗ
29	число насадок	[1]	3
30	тип насадок			Гидромониторные
31	диаметр отверстия насадки	мм	dо	[1]	14,3
32	скорость истечения жидкости	м/с	Vн		93,4
33	коэффициент расхода насадки			принимаем	0,81
34	перепад давления в долоте	МПа	РД		6,9
35	давление жидкости на устье скважины	МПа	ру	ру=ра	0,101
36	давление жидкости на забое скважины	МПа	рз	рз=ру+кпqL+Ркп	18,05
37	давление жидкости на входе в долото	МПа	р(l)	р(l)=рз+Рд	24,95
38	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=р(l)-qL+РБТ	9,58
проверка:
39	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=РБТ+Рд+Ркп+(кп-)qL+ра	9,58

Курсовая работа (т): Расчет конструкции скважины

Смотрите также: