Технология строительства скважины — страница 12

  • Просмотров 4263
  • Скачиваний 21
  • Размер файла 388
    Кб

КП 215,9 МС 215,9 0,50 50 3 УОК-215 200,0 0,40 34 4 3ТСШ1-195 195,0 25,70 4790 5 УБТС-178 178,0 72,0 11232 1 2 3 4 5 6 1 MF-15 215,9 0,40 37 Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением) 2 9 КП 215,9 МС 215,9 0,50 50 3 3ТСШ1-195 195,0 25,70 4790 4 СИБ-1 172,0 9,60 500 5 УБТС-178 178,0 72,00 11232 1 215,9 МСЗ-ГНУ-R71 215,9 0,40 37 Резервная компоновка для корректировки ствола скважины 2 9 КП 215,9 МС 215,9 0,50 50 3 ДВО-195 195,0 7,70 1350 4 СИБ-1 172,0 9,60 500 5 УБТС-178 178,0 12 1872

Примечание: 1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х. 2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии. 2.6.2 Выбор расхода промывочной жидкости – выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя: (2.13) где q = 0,65 м/с – удельный расход; Fз – площадь

забоя; (2.14) где Dд – диаметр долота. Dд = 215,9 мм; м2; м3/с. – выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама: (2.15) где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама; Fкп – площадь кольцевого пространства, м2; (2.16) где dш – средней диаметр крупных частиц шлама; п – плотность породы, кг/м3;  - плотность промывочной жидкости, кг/м3. dш =0,0035+0,0037Dд; (2.17) (2.18) где Dтр – диаметр турбобура, м. dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м; 0,36 м/с; м2; м3/с. –

выбор расхода из условия нормальной работы турбобура: где Муд – удельный момент на долоте; G – вес турбобура; Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости с ;  - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур. к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3. Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195: Мg = 1200 Нм; Qc = 0,03 м3/с; с = 1000 кг/м3;  = 1100 кг/м3, Мс=1500 Н/м. м3/с. Из трех расходов Q1, Q2, Q3

выбираем максимальный расход: 0,03 м3/с и далее в расчетах будем принимать этот расход. Расчёт потерь давления в циркуляционной системе Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из: наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу; легкосплавных бурильных труб; соединительных элементах (замках)

ЛБТ; стальных бурильных труб; замков СБТ; утяжеленных бурильных труб; турбобура; бурового долота (насадки); кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7). Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно. 2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке Р = аQ2ж; (2.19) Потери давления в стояке a = 3,35105 Пас2/м3кг; Р = 3,351050,0321100 = 0,33 МПа