- •2. Техническая часть.
- •2.1. Обоснование точки заложения скважины
- •2.2. Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении.
- •2.3. Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений.
- •Расчетные значения коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения и относительной плотности
- •2.4. Обоснование, выбор и расчет профиля основного ствола скважины.
- •2.5. Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет
- •Требования к конструкции скважины.
- •Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины
- •Размеры колонн и диаметры долот необходимых для их бурения
- •2.6. Анализ физико-механических свойств горных пород
- •2.7. Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой
- •2.8. Выбор способа бурения
- •2.9. Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения (гост 20692 - 75).
- •2.10. Проектирование режима бурения.
- •2.10.1. Расчет осевой нагрузки на долото
- •Осевая нагрузка на долото по интервалам бурения
- •2.10.2. Обоснование расхода бурового раствора.
- •Исходные данные для расчета расхода промывочной жидкости по интервалам бурения и результаты их вычислений
- •2.10.3. Расчет частоты вращения долота
- •2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
- •Максимальные давления на выкиде бурового насоса по интервалам бурения
- •2.11. Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны
- •Выбор и расчет сбт.
- •Расчет бурильной колонны на прочность.
- •Компоновки низа бурильной колонны.
- •2.12. Выбор забойного двигателя по интервалам
Расчет бурильной колонны на прочность.
Наиболее загруженными при бурении забойными двигателями является верхнее сечение бурильной колонны. Способность верхней трубы выдерживать нагрузку обычно вычисляют как максимальную глубину бурения для данной колонны, то есть проверяют прочность на разрыв.
Lсквмах =(бт Ft/K* K6-(Gзд+gy 1у+ gc 1с)вс)/ (gлбт* влбт)+(1зд+1у+1с),
где бт = 330 МПа - предел текучести материала труб;
Ft = 4,7 * 10" - площадь сечения по телу трубы, м2;
К = 1,5 - коэффициент запаса ;
Кб = 1,3 - коэффициент, учитывающий динамику подъема бурильной колонны .
Lскв=[(330*106*47*10"4)/( 1.5 * 1.3 )-( 40,0 + 1,56 *24 + 0,382 * 384)* 0,85]/( 0,166 * 0,56) + 24 + 26 + 348 = 8412> 3025 м
Поскольку максимальная глубина гораздо больше проектной, условие прочности выполняется.
Далее рассчитывается способность бурильной колонны сопротивляться растягивающей нагрузке, возникающей в момент холостой работы при промывке скважины:
бр = 1/Тт[(Сзд +gy 1у + gc 1с)вс + gn1лбt + Ргд + Ft ],
где Ft - площадь проходного сечения трубы, м2
бр = 1/47 * 10"2 [ ( 40,0 + 1,56 * 24 + 0,322 * 384 ) * 0,85 + 0,166 * 2632,1 * 0,52 + 6,4 * 10-3 ]= 78,9 МПа
Поскольку растягивающая нагрузка для труб ЛБТ толщиной стенки 11 мм [б]= 129 МПа и выполняется условие бр<[б]; 78,9 < 129, то условие
прочности выполняется.
Рассчитываем нижнее сечение УБТ. В нижнем сечении УБТ при бурении действуют напряжения сжатия, изгиба и кручения. Критическая длина УБТ, при которой происходит потеря устойчивости и образуется одна полуволна, определяется по формуле:
L= 1,04 Е J/gy,
или по формуле:
Ркрр = 2 Е J g2 - Ро Fo,
где Fo - суммарная площадь отверстий долота, м2;
Ро - перепад давления на долоте, МПа; Е - модуль Юнга, Е = 2,1 * 1011
J - эквивалентный (осевой момент инерции сечения УБТ), м4, J = 2,07 * 10"5 м4
g - все единицы длины УБТ, н/м2, g = 1,56 кН/м2
Lкр = 1,94*( 2,1 * 1011 * 2,07 * 105)/1.56 = 27,3 м
Нагрузка Р 'кр , при которой образуется полуволна
Рiкр = g lep
Р 'кр = 1,56 * 27,3 = 42,59 кН Р *кр < Gg ,
Р 'кр = 4тс2 EJ/lKp2 + g 1кр/2,
Р 'кр = (4 * 3,142 *2,1*10п *2,07* 10~5)/27,302+ (1,56*27,3)/2=251,03кН
Р iiKp>Gg
Р 'кр< Gg < Р ''кр
42,59<119,5<251,03; условия прочности выполняется.
Компоновки низа бурильной колонны.
Руководствуясь рекомендациями СИБНИИНП и промысловыми данными, принимаем следующие виды компоновок для бурения скважины:
Направление 0-40 м (диаметр 393,7 мм):
Данную секцию скважины рекомендуется бурить роторной компоновкой включающей в себя долото диаметром 393,7 мм. Для создания нагрузки использовать утяжеленные бурильные трубы.
Кондуктор 40 - 883 м (диаметр 295,3 мм):
Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 295,3 мм с калибратором KJTC-295,3 турбинным способом бурения, Т0-240 в интервале набора зенитного угла 100-295м. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.
Эксплуатационная колонна 883 - 3025 м (диаметр 215,9 мм):
Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 215,9 мм с калибратором KJIC-215,9, с применением турбобура ДРУ-178(7/8) в интервале стабилизации зенитного угла 883-2200м, забойного двигателя Д-195 в интервале падения зенитного угла 2200- 2730м. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.
Эксплуатационная колонна 883 - 2730 м (диаметр 215,9 мм):
Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 215,9 мм с калибратором KJIC-215,9, с применением турбобура ДРУ-178(7/8) в интервале стабилизации зенитного угла 883-2200м, забойного двигателя Д-195 в интервале падения зенитного угла 2200- 2730м. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.
Вид технологической операции |
Элементы КНБК (до бурильных труб) |
Суммарная длина КНБК |
Суммарная масса КНБК, т |
Назначение КНБК |
|||||
№ п/п |
условное обозначение элементов, типоразмер, шифр |
техническая характеристика |
расстояние от забоя до элемента КНБК, м |
||||||
наружный диаметр, мм |
длина, м |
масса, т |
|||||||
Бурение под направление 0-40 м |
1 |
393.7 МС-ГВ |
393,7 |
0,530 |
0,150 |
0 |
0,530 |
0,150 |
Бурение и проработка под направление 324мм |
2 |
КШЗ-393,7 |
393,7 |
1,180 |
0,342 |
0,530 |
1,710 |
0,492 |
||
3 |
УБТ-203 |
203 |
25,00 |
4,825 |
1,710 |
26,710 |
5,317 |
||
Бурение под кондуктор 40-100 м 295-883 м |
1 |
295.3 МСЗ-ГНУ К- |
295,3 |
0,40 |
0,077 |
0 |
0,40 |
0,077 |
Бурение вертикального интервала, интервала стабилизации и проработка под кондуктор 245мм |
2 |
КЛС -295.3 |
295,3 |
1,00 |
0,300 |
0,40 |
1,40 |
0,377 |
||
3 |
2ТСШ-240 |
240 |
17,50 |
3,980 |
1,40 |
18,90 |
4,357 |
||
4 |
Обратный клапан |
203 |
0,45 |
0,065 |
18,90 |
19,35 |
4,422 |
||
5 |
УБТ-203 |
203 |
25,00 |
4,825 |
19,35 |
44,35 |
9,247 |
||
Бурение под кондуктор 100-295 м |
1 |
295.3 МСЗ-ГНУ К- |
295,3 |
0,40 |
0,077 |
0 |
0,40 |
0,077 |
Бурение под кондуктор 245мм с набором зенитного угла |
2 |
КЛС -295.3 |
295,3 |
1,00 |
0,300 |
0,40 |
1,40 |
0,377 |
||
3 |
Т0-240 |
240 |
10,17 |
2,593 |
1,40 |
11,57 |
2,970 |
||
4 |
Обратный клапан |
203 |
0,45 |
0,065 |
11,57 |
12,02 |
3,035 |
||
5 |
ЛБТ- 147x11 |
147 |
25,00 |
0,425 |
12,02 |
37,02 |
3,460 |
||
Бурение под эксплуатационную колонну 883-2200 м |
1 |
215,9 МЗ-ГВК-155 |
215,9 |
0,35 |
0,040 |
0 |
0,35 |
0,040 |
Бурение под эксплуатационную колонну 146мм со стабилизацией зенитного угла. |
2 |
КЛС-215.9СТ |
215,9 |
1,10 |
0,180 |
0,35 |
1,45 |
0,220 |
||
3 |
ДРУ-178(7/8) |
195 |
25,70 |
4,790 |
1,45 |
27,15 |
5,010 |
||
4 |
Обратный клапан |
178 |
0,60 |
0,036 |
27,15 |
27,75 |
5,046 |
||
5 |
УБТ-178 |
178 |
25,00 |
3,640 |
27,75 |
52,75 |
8,686 |
||
Бурение под эксплуатационную колонну 2200-3025 м |
1 |
215,9 С-ГВК-192 |
215,9 |
0,35 |
0,040 |
0 |
0,35 |
0,040 |
Бурение с падением зенитного угла и проработка под эксплуатационную колонну 146мм |
2 |
КЛС-215.9СТ |
215,9 |
1,10 |
0,180 |
0,35 |
1,45 |
0,220 |
||
3 |
Д-195 |
195 |
7,67 |
1,35 |
1,45 |
9,12 |
1,570 |
||
4 |
Обратный клапан |
178 |
0,60 |
0,036 |
9,12 |
9,72 |
1,606 |
||
5 |
УБТ-178 |
178 |
25,00 |
3,640 |
9,72 |
34,72 |
5,246 |