|
Читайте также: |
1.2.1 Расчет ствола наклонно-направленной скважины.
Расчет производится только в том случае, если скважина является наклонно направленной. В случае, если скважина вертикальная, записывается в проекте следующим образом.
«Так как скважина является вертикальной, расчет ствола наклонно-направленной скважины не производится».
При производстве любого расчета необходимо в первую очередь привести схематичное изображение рассчитываемого объекта (если оно требуется) и исходные данные к данному расчету.
Расчет ствола наклонно направленной скважины сводится к следующему: приводится расчетная схема профиля скважины.
h0
 | |||
 | |||
h2 l2
Нкр
Н0 lпр
h1 lзаб
h3
 |
Схема 1. Расчетная схема профиля скважины
Исходные данные к расчету:
Н0 = 2673 м – проектная глубина скважины по вертикали.
h0 = 300 м – вертикальный участок.
А = 620м – смещения забоя от вертикали.
Нкр = 2610 м – глубина скважины по вертикали до кровли продуктивного пласта.
= 31- максимальный угол кривизны.
Ход расчета.
Определяем длину участка набора кривизны по вертикали (h2) из
таблицы 1.1
Таблица 1.1
| А | ||||||||
| h2 | ||||||||
| А | ||||||||
| h2 |
Исходя из того, что А=650, то по таблице мы смотрим, что h2= 340 м.
2. Максимальный угол искривления 
определяется из формулы:
(1)
где h3 = Н0 – (h0+ h2) = 2673 – (300 + 340) = 2053 м.
3. К полученному значению прибавляется запас кривизны на её падение на участке бурения прямым инструментом. Для Янгурчинской площади ИУБР эта величина равна значении 
.
4. Определяем средний угол искривления по формуле:
(1.1)
Длина участка кривизны определяется из формулы:
(1.2)
м
6. Длина участка естественного падения кривизны до кровли продуктивного пласта определяется из формулы:
(1.3)
где h/ = Hкр – (h0 + h2),м
h/ = 2610– (300 + 340) = 1970 м
7. Длина участка естественного падения кривизны до проектной глубины определяется из формулы:
(1.4)
l заб =(((3.14*2053)/0.39)*23.5)/180=2157м
8. Длина ствола скважины до кровли продуктивного пласта определяется по формуле:
( 1.5 )
9. Длина ствола скважины до проектируемой глубины по инструменту рассчитываем по формуле:
lпр=h0+l2+lзаб,м (1.6)
lпр= 300+360+2157=2817м
1.2.2 Проектирование конструкции скважины.
Из геологических условий имеем следующие зоны осложнений:
Поглощения: 20 – 25м
50 – 60м
90 – 100м
170 – 180м
1790 – 1980м
Осыпи: 0 – 260м
1750 – 1790м
2272 – 2280м
2592 – 2595м
2730 – 2780м
Нефтепроявления: 2273 – 2279м
2280 – 2300м
2385 – 2425м
2602 – 2612м
2661 – 2670м
2710 – 2715м
Скважина поисковая.
На технической колонне предусматривается установка превентора, так как скважина поисковая, то тип превентора ППГ230*350.
I. Согласно геологических условий и опыта бурения скважин на данной площади, назначаются обсадные колонны, глубины их спуска и высота подъема цементного раствора за колонной.
Направление – 30м
Техническая колонна – 500м
Кондуктор – 200м
Эксплуатационная колонна – 2817м
II. Принимаем диаметр и тип эксплуатационной колонны по требованию закачки НГДУ (Ишимбайнефть) ОТТМ 146мм.
III. По таблице 43 подбираем обсадные колонны по диаметру и толщине станок труб и диаметры долот для бурения под эти колонны.
По таблице 2 в строке труб ОТТМ диаметром 146мм находим зазор по муфте, минимально необходимый для данных труб (предварительно заданный зазор доля этих труб – не менее 25мм). В вертикальной колонне определяем, что требуемый зазор обеспечивается долотом диаметром 215,9мм. Оно может быть использовано в обсадной колонне диаметром 245мм при толщине её стенок не более 12мм. Принимаем следующую обсадную колонну диаметром 245мм с обычными резьбовыми соединениями (ГОСТ 6-32-80). Зазор б = 25мм. Этому зазору соответствует долото диаметром 324мм (ГОСТ 6-32-80). Зазор для этих труб б = 30мм. В вертикальной строке находим долото диаметром 393,7мм, которое проходит в колонне с диаметром 426мм. Трубы для этой колонны так же по ГОСТ 6-32-80. Долото под эту колонну принимаем диаметром 445мм.
Итак, результаты расчетов сводим в таблицу 1.2 и приводим схему конструкции скважины.
Таблица 1.2
| Наименование | Глубина спуска мм | Диаметр, мм | Диаметр долота, мм | Высота подъма цем. р-ра, м | Тип трубы | Примечание |
| 1.Направление | 445,0 | оттм гост 632- | Превентор ППГ- 230- | |||
| 2.Кондуктор | 393,7 | |||||
| 3.Техн. колонна | 295,3 | |||||
| 4.Экспл.колонна | 215,9 |
Cхема 1.1 Схема конструкции скважины
426 324 245 146
445/30м
394/200м
400м
295,3/500м
215,9/2817м
1.2.3 Выбор типа и параметров промывочной жидкости.
Параметры промывочной жидкости выбираются в зависимости от геолого-технических условий на основании обобщения опыта бурения в данном нефтяном районе.
Далее необходимо обосновать выбор параметров промывочной жидкости конкретно для каждого интервала бурения.
Плотность промывочной жидкости для безопасного вскрытия нефтяного пласта определяется по формуле:
(1.7)
где Рпл = 28,18мПа – пластовое давление.
Н0 = 2710м – глубина скважины до продуктивного пласта по вертикали.
1,05 – коэффициент, учитывающий нефтеносность пласта.
3
Результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.
Таблица 1.3
| Интервалы бурения, м | Тип бурового раствора | Параметры бурового раствора | ||||
| от | до | Р, кг/м3 | УВ, сек. | Ф, см3/30*0,1мПа | Примечание | |
| Глинистый раствор | 1160- | 40-50 | Нет данных | - | ||
| Глинистый раствор | 1260- | 25-30 | Нет данных | - | ||
| Техн-ая вода и ПАВ | Нет данных | Нет данных | Нет данных | - | ||
| Глинистый раствор | 25-30 | УЩР, КМЦ, сода кальценир. |
1.2.4 Выбор способа бурения и забойных двигателей.
При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно механический, а именно вращательный способ бурения с использованием породоразрушающего инструмента.
В зависимости от места нахождения двигателя вращательной, бурение разделяют на роторное – двигатель находится на поверхности и бурение с забойными двигателями – двигатель перенесен к забою скважины. Тип турбобуров выбирают из технологической характеристики турбобуров исходя из обеспеченности УБР забойными двигателями. Обосновать выбор забойных двигателей по интервалам бурения.
Результаты выбора забойных двигателей сводим в таблицу 1.4.
Таблица 1.4
| Интервал бурения, м | Способ бурения | Забойные двигатели | ||||
| от | до | тип | диаметр,мм | вес, МН | длина, м | |
| Роторный | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Нет данных | ||
| Турбинный | Т12, РТ-240 | 0,0207 | 8,275 | |||
| Турбинный | ШО-195 3ТСШ1-195 А7-ГТШ Д2-195 ДС-195 | 0,0169 0,0417 0,0242 0,0114 0,0152 | 9,66 24,5 44,95 6,9 |
1.2.5 Расчет обсадных колонн на прочность.
1.2.5.1 Расчет эксплуатационной колонны на прочность.
Данные к расчёту:
L = 2817м – длина эксплуатационной колонны.
d = 146мм – диаметр эксплуатационной колонны.
Нц = 2417м – высота подъема цементного раствора за колонной.
rц.р. = 1,85г/см3 – плотность цементного раствора.
rб.р. = 1,09г/см3 – плотность бурового раствора.
rж = 0,87г/см3 – плотность жидкости (нефти) в колонне.
rпл = 28,2Мпа – плотность давления по ГТН.
L эо = 89м – зона перфорации.
r = 1,0г/см3 – плотность опресовочной жидкости.
К = 0,25 – коэффициент разгрузки цементного кольца.
е = 0,01 – овальность труб.
Рекомендуемые запасы прочности при расчете:
а) nсм = 1,15 – для зоны эксплуатационного объекта;
nсм = 1 – для остальной части колонны.
б) На внутреннее избыточное давление:
nвн = 1,15 – для труб диаметром 114-219мм;
nвн = 1,52 – свыше 219мм.
Для нашего случая d = 146мм, то nвн = 1,15.
в) На страчивание nстр = 1,3, так как d = 146мм.
Ход расчета.
Определяем расчетную схему колонны по формуле:
H = L – Hц, м (1.8)
H = 2817 – 2417 = 400м
Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне находим по формуле:
H = 2/3L, м (1.9)
Н = 2/3 ´ 2817 = 1878м
Так как h = 400м < Н = 1878м принимаем расчетную схему 1.2
Схема 1.2 Расчетная схема
h < H H = 0
h h
H
L L
 | | | |||||||||||||
|  | ||||||||||||||
 | | | |||||||||||||
 | |||||||||||||||
 |  |
2. Наружные избыточные давления на стадии окончания эксплуатации в характерных точках:
а) Z = 0; Рниz = 0,01rр ´ Z = 0.
б) Z = h; Рниh = 0,01rр ´ h = 0,01 ´ 1,09 ´ 400 = 4,36 МПа.
в) Z = L; Рниl = 0,01 ((rц.р - rж)L – Роп)h + rж ´ Н)´(1 - К) = 0,01((1,85 – 0,87)´2817 – (1,85 – 1,09)´400+0,87´1878)(1 – 0,25) = 30,6 МПа
3. Внутреннее избыточное давление. Они максимальны в период ввода скважины в эксплуатацию:
а) Z = 0; Рвиz =1,1Ру =1,1(Рпл – 0,01rж´L)=1,1(28,2–0,01´0,87´2817)= 4.06МПа
Принимаем Роп = 10 МПа, так как Роп>1,1Ру Þ Рвиz = Роп = 10МПА
б) Z = h; Pвиh = Роп - 0,01(rр - r)´h = 10 – 0,01(1,09 – 1,0)´400 = 9,54МПа
в) Z = L; Pвиl = (Роп - 0,01((rц.р - r)´L – (rц.р - rр) ´h))´(1 - К) = (10 – 0,01(1,85 – 1,0)´2817 – (1,85 – 1,09)´400))´(1 – 0,25) = - 8.18 МПа
Построим эпюру зависимостей:
Рвиz = ¦(L)
Рвиz = ¦(L)
Производим выбор секций обсадных колонн снизу вверх:
а) Определяем длину первой секции снизу для эксплуатационного объекта:
L1 = l эо+50, м (1.10)
L1 = 89+50 = 139м
б) Критическое сжимающее давление для этой секции:
Рсж расч кр = nсм´Рниz, МПа (1.11)
Рсж.расчкр = 1,15+30,5 = 35,19 МПа
По таблице 109 (1) находим, что этому давлению соответствуют трубы из стали группа прочности «Д» с толщиной стенки б = 10мм.
Рсжкр10Д = 37,3 МПа > Рсж.расчкр = 35,19 МПа.
Это будет первая секция труб.
в) Вторая секция начинается с глубины снизу:
l 2 = L – L1,м (1.12)
l2 = 2817 – 139 = 2678м
По эпюре наружных избыточных давлений сжимающее давление найдется по L2: Рниl2 = 28.6 МПа.
Этому давление соответствуют трубы группы «Д» с толщиной стенки
б = 9мм.
Рсмкр9Д = 31,8 МПа > Рниl2 = 28.6 МПа
г) По таблице находим давление, соответствующее для б = 8мм.
Рсмкр8Д = 26,2 МПа, что соответствует глубине спуска l 3 = 2405м
Длину второй секции находим по формуле:
L2 = l2 - l 3, м (1.13)
L2 = 2678 – 2405 = 273м
Эти трубы с б = 8мм можно принять до устья скважины.
Проводиться проверочный расчет на прочность:
а) Проверка нижней секции на смятие:
(1.14)
> (nсм) = 1,15 – достаточно
б) Проверка верхней секции на скручивание:
(1.15)
< (nстр) = 1,31 – недостаточно
Из таблицы Qстркр8Д =0,84 МН
Находим Qстрфакт. по формуле:
Qстрфакт = q8L3+q9L2+q10L1, МН (1.16)
Qстрфакт = 280´2405+312´273+343´139 = 0,806 МН
Определим, из какой стали д. б. Трубы верхней секции колонны:
Qстркр.расч = nстр´ Qстрфакт, МН (1.17)
Qстркр.расч = 1,3+0,806 = 1,0478 МН
Подходят трубы из стали группы «К», поскольку Qстркр8Д = 1,10 МН > Qстркр.расч = 1,0478 МН
в) Проверка верхней секции на внутреннее давление из таблицы 112 (1) Рвнкр = 48 МПа для f 146мм и б = 8мм, группы «К»:
(1.18)
> (nвн) = 1,15 – достаточно
Результаты расчетов сводим в таблицу 1.5
Таблица 1.5
| № секции снизу вверх | Глубина | Толщина стенки, мм | Длина секции, м | Сталь | Вес, кН | ||
| от | до | 1м секции, Н | Секции, МН | ||||
| Д | 0,0477 | ||||||
| Д | 0,085 | ||||||
| К | 0,6734 |
Qстрфакт = 0,0476+0,0789+0,6736 = 0,806мПа
1.2.5.2 Расчет технической колонны на прочность
Расчеты и данные, взятые из таблицы 109 (1), сводим в таблицу 1.6
Таблица 1.6
| № колонны | Колонна | Глубина спуска, м | Диаметр колонны, м | Толщина стенки, мм | Сталь | Вес колонны, мН |
| Направление | Д | 0,0032 | ||||
| Кондуктор | Д | 0,144 | ||||
| Техническая колонна | Д | 0,214 |
1.2.6 Расчет цементирования обсадных колонн.
Расчет цементирования эксплуатационных колонн.
rр rр
rр
L
Hц rц rц
hц
Схема 1.3 Расчетная схема цементирования
Данные к расчету:
L = 2817м – проектная глубина скважины по инструменту.
d = 146мм – диаметр эксплуатационной колонны.
Нц = 2417м – высота подъема цементного раствора.
hц = 20м – высота цементного стакана до стоп кольца.
rц = 1,85г/см3 - плотность цементного раствора.
rр = 1,09г/см3 – плотность бурового раствора.
Д = 215,9мм – диаметр скважины.
d1 = 8мм – толщина стенки третей секции снизу.
d2 = 9мм – толщина стенки второй секции.
d3 = 10мм – толщина стенки первой секции.
m = 0,5 – водоцементное отношение.
Ход расчёта.
Определяется объём цементного раствора для закачки в скважину.
Vц.р. = 0,785[K1(Д2-d2)×Hц+d2вн.н. ×hц], м3, (1.19)
где K1 = 1,2 – коэффициент учитывающей каверны.
d2вн.н. = d-2 d3 = 146-2×10 = 126мм = 0,126м – внутренний диаметр нижней секции колонны.
Д = 0,216м – диаметр скважины.
Vц.р = 0,785×[1,2(0,2162 – 0,1462)×2417+0,1262×20] = 58.4м3
Количество сухого цемента для затворения данного объема цементного раствора:
, (1.20)
где К2 = 1,01 – коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.
Количество воды для затворения рассчитывается по формуле:
Vв = m×К3×Qц, м3, (1.21)
где К3 = 1,1 – коэффициент по потери воды.
Vв = 0,5×1,1×72.7 = 39,9м3
4. Количество продавленной жидкости находим по формуле:
Vпрод. = 0,785×Кц×d2вн.ср.(L – hц), м3 , (1.22)
где Кц = 1,03 – коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости.
dвн.ср. = d - 2×б2 = 146-2×9 = 128мм = 0,128 – средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
Vпрод. = 0,785×1,03×0,1282×(2817 – 20) = 37м3
Максимальное давление в конус продавки находим по формуле:
Рmax = Pг.с.+Рр, МПа, (1.23)
где Pг.с = 0,002×L+1,6 = 0,002×2817+1,6 = 7,2МПа – давление на преодавление гидравлических сопротивлений в скважине.
Рр = 0,01×(rц -rр)×(Нц – hц) = 0,01(1,85 – 1,09)×(2417 – 20) = 18,2 МПа
Рmax = 7,196+18,2 = 25,4 МПа
По величине Рmax выбираем тип цементировочного агрегата и диаметры цилиндровых втулок поршневого насоса ЭТ по таблице технической характеристики, предоставленной в таблице 128 (1).
Для нашего случая подходит цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндровых втулок dц.вт. = 100мм, при которых Рдол = 30,5 МПа > Рmax = 25,4 МПа
Количество цементосмесителей:
(1.24)
где 20т – вместимость бункера цемента.
Принимаем количество смесителей в сторону увеличения nцем = 4шт.
Количество цементировочных агрегатов выбирается по количеству смесителей плюс один цементировочный агрегат как резервный на случай выхода из строя какого-либо цементировочного агрегата.
nца = nцем+1 = 4+1 = 5
Из них 4 ЦА – рабочие, 1 ЦА – резервный
Время на закачку цементного раствора вычисляем по формуле:
, (1.25)
где q4 = 9дм3/с = 9×10-3×60 = 0,54м3/мин – подача жидкости насоса 9т на 4 скорости.
Время на продавку цементного раствора за колонну с учетом уравнивания момента посадки цементировочной пробки на стоп кольцо.
, (1.26)
где 2м3 – количество продавочной жидкости, закачиваемой одним ЦА на низшей скорости для уравнивания давление «Стоп» при посадке цементной пробки.
qнизш. = 3,0дм3/с = 3,0×10-3×60 = 0,18м3/мин – подача насоса ЭТ на 2-ой низшей скорости.
Общее время цементирования:
Тобщ = Тзак+Тпер+Тпрод., мин, (1.27)
где Тпер = 15мин – время на подготовительно заключительные работы при переходе с закачки на продавку цементного раствора.
Тобщ = 27+15+27,31 = 69.31мин
Таким образом, получим Тобщ = 69мин < (Т) = 1час 30мин – достаточно.
Расчет цементирования технических колонн.
Результаты расчетов приведены в таблице 1.7. Расчеты находятся в черновике.
Таблица 1.7
| Колонна | Расчетные данные | Рmax, МПа | rц.р., кг/м3 | |||||
| Qц.р.,м3 | Qц, т | Vв, м3 | Vпр.ж,м3 | АС | ЦА | |||
| Направление | 1,11 | 1,4 | 0,8 | 3,33 | 1+1 | 1,85 | ||
| Кондуктор | 13,0 | 16,2 | 8,9 | 14,4 | 1+1 | 3,36 | ||
| Техн-ая колонна | 17,0 | 9,4 | 21,0 | 2+1 | 6,3 | |||
| Экспл-ая колонна | 58.4 | 72.7 | 39,9 | 37,5 | 4+1 | 25,2 |
1.2.7 Выбор типоразмеров долот и нагрузки на них
Данные к расчету:
L = 2817м – проектная глубина скважины.
Д = 215,9мм – диаметр долота.
Ршт = 900н/мм2 – твердость породы по штампу, определяется из таблицы 16 (1).
Ход расчета:
Определяем площадь контакта зубьев шарошек долота с забоем по формуле Федорова:
(1.28)
где h = 0,94 – коэффициент перекрытия зубьев шарошек забоя из таблице 39 (3).
d = 1,15 – притупление зубьев из таблице 39 (3).
Эффективная осевая нагрузка на долото для объемного разрушения породы определяется по формуле:
Рдол = a+Ршт×Fк, МН (1.29)
Рдол = 1+900×116,7 = 105030Н = 0,105МН
По таблице 4 (1) определяем допустимую осевую нагрузку:
Рдол = 0,105МН < (Рдол) = 0,25 МН, что достаточно.
Результаты расчетов приводим в таблицу 1.8
Таблица 1.8
| Интервал бурения | Твердость пород по штампу, Н/мм2 | Типоразмер долот | Нагрузка на долото, МН | |
| от | до | |||
| 490с | Вес инструмента | |||
| 8-10тс | ||||
| 295,3 Т-ЦВ | 10-12тс | |||
| 215,9 С3-ГВ 215,9ТК3-ЦВ 215,9С3-ГАУR-40 212,7/80 ТК3 | 18-20тс |
1.2.8 Выбор УБТ
Данные к расчету:
Д = 215,9мм – диаметр долота.
rб.р. = 1,09г/см3 – плотность бурового раствора.
Рдол = 0,19МН – нагрузка на долото.
Способ бурения – турбинный.
Ход расчета:
По таблице 29 (1) в зависимости от диаметра долота и условий бурения определяется диаметр УБТ dубт = 178мм
Проверим соответствие диаметров: 
что находится в допустимых соотношениях (0,75¸0,85).
Определяем длину УБТ для турбинного бурения:
(1.30)
где dубт = 1,56×10-3 МН, из таблицы 28 (1) вес 1 п. м. УБТ.
Принимаем длину Lубт = 50м для облегчения СПО, т. е. 2 свечи по 25 метров.
Определяем осевую критическую нагрузку Ркр по формуле:
(1.31)
где Е = 2,1×107 – модуль упругости стали.
J = П/64×(dубт.н4 – dубт вн.4) =3,14/64×(17,84 – 84) = 4724см4 – эквивалентный момент инерции сечения трубы.
qубт =15,6н/см – вес 1 п. м УБТ.
Р0 = 0,12/F20×(rб.р×Q2) = 0,12/13,52×(1,09×352) = 0,88 мПа – перепад давления на долото.
F0 = 10см2 – суммарная площадь отверстия долота.
Так как Ркр < Рдол, то с целью ограничения поперечной деформации УБТ и площади контакта со скважиной рекомендуется при необходимости устанавливать на УБТ промежуточные опоры профильного сечения. Число опор рассчитывают по формуле:
(1.32)
где Qк = 0,025 мН – вес над долотной копановки для борьбы с искривлением скважины.
а = 19м – расстояние между опорами определяется из таблицы 32 (1).
Принимаем число опор равным 4. Следовательно, расстояние между опорами составляет 19м, при количестве опор 4 штуки.
Таким образом, задача решена. Произведенный расчет позволяет ставить центреторы более обосновано. Число опор не должно быть больше 2.
Результаты расчетов сводим в таблицу 1.9
Таблица 1.9
| Интервал бурения, м | dубт, мм | Lубт, м | Число опор | Расстояние между опорами, м | |
| от | до | ||||
| - | - | ||||
1.2.9 Выбор бурильной колонны.
Данные к расчету:
L = 2817м – проектная глубина скважины по инструменту.
Д = 215,9мм – диаметр долота.
rб.р. = 1,09г/см3 – плотность бурового раствора.
Тип труб – ТБВК.
Ход расчета:
Диаметр труб и типы элементов бурильной колонны выбираем в зависимости от диаметра предыдущей ОК и способа бурения по таблице 31 (1). Принимаем ТБВК – 140.
Длины элементов бурильной колонны:
а) Lт = 12м – длина турбобур ДС-195 из таблицы 92.
б) Lубт = 50м – длина УБТ-178 из расчета 1.2.8.
в) Lб.т. = Lпр-Lт-Lубт = 2817-12-50 = 2755м – длина труб ТБВК.
Принимаем трубы из стали «Д» с толщиной стенки 8мм по ГОСТ631-75. Итак, принята типы элементов БК:
ТБВК140´8´2755м
УБТ-178´50
ДС-195´12м
4. Допускаемая глубина спуска колонны, составленную из труб ТБВК140´8, определяем по формуле:
, (1.33)
где Qр – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, мН
,
где dр – предел текучести материала труб, мПа, определяется из таблицы 24 (1).
Fтр = 33,1×10-4м2 – площадь сечения трубы, таблица 24 (1).
n = 1,3 – коэффициент запаса прочности для нормальных условий.
k = 1,15 – коэффициент, учитывающий влияния трения, сил текучести и сопротивлению движения жидкости.
Fк = 120,1×10-4м2 площадь проходного каната, таблица 24 (1).
Qубт = Lубт×qб.т = 50×0,00156 = 0,078мН – вес УБТ.
G = 0,0152г/см3 – вес забойного двигателя, таблица 93 (1).
rм = 7,85г/см3 – плотность материала труб.
Qбт = 31×10-5мН – приведенный вес 1 п. м труб, таблица 24 (1).
rп = 6,1мПа – перепад давления на долоте и турбобуре, таблица 66 (1).
Lдол = 2588м < L = 2817м – не достаточно.
Необходимо вводить сверх 2-ую секцию, составленную из труб той же группы прочности «Д», но с толщиной стенки 9мм.
5. Длина второй секции определяется:
, (1.34)
где Fтр2 = 36,9×10-4м2 – площадь сечения трубы с толщиной стенки 9мм, из таблицы 29 (1).
Qубт = 33,9×10-5мН – приведенный вес 1 п. м, из таблицы 24 (1).
Общая длина колонны:
Lдол = Lдол+L2, м (1.35)
Lдол = 2588+360 = 2917м
Lдол > Lпр – достаточно.
Таким образом буровая колонна будет состоять из 2-ух секций.
Результаты расчетов сводим в таблицу 1.10
Таблица 1.10
| Интервал бурения, м | Бурильные трубы | ||||
| от | до | d,мм | d, мм | сталь | тип |
| Д | ТБВК | ||||
| Д | ТБВК |
1.2.10 Выбор БУ, типа оснастки, талевого каната
Данные к расчету:
Конструкция скважины.
Направление: 426мм´10мм´30м
Кондуктор: 324мм´9мм´200м
Техническая колонна: 245мм´7мм´1500м
Эксплуатационная колонна: 146мм´2798м
Данные по толщине стенки взяты ЭК взята из расчетов 1.2.5 таблице 1.2.5.1.
d1 = 10мм
d2 = 9мм
d3 = 8мм
Турбобур типа ДС-195´12м
УБТ-178´50м
ТБВК-140´8´2755
Lпр =2817м – проектная глубина скважины по инструменту.
4. rб.р. = 1,09г/см2 – плотность бурового раствора.
5. Qт.с. = 0,1мН – вес талевой системы.
Ход расчета:
Qн = qн×Lн = 1062×30 = 31860Н = 0,032мН
Qк = qк×Lк = 721×200 = 144200Н = 0,144мН
Q1к = q1к×L1к = 428×500 = 214000Н = 0,214мН,
где qн, qк, q1к – определенны по таблице 111 (1).
Qэк =0,8мН из таблице 1.5.1.1.
Qбк = Qтбвк ×Qт ×Qубт = (1.36)
= (qтбвк ×Lтбвк +qлбт ×Lлбт)+qубт Lубт Qт, мН
Qбк = 290×2755+160×1000)+1560×50+15200 = 765280 = 0,76мН
Определяем класс БУ по глубине бурения. Это будет БУ-2500.
Определяем рабочую нагрузку для буровых установок этого класса:
Qраб = (Ндоп+10%×Ндоп)×qср, мН, (1.37)
где qср = 310Н – средний вес 1п. м БТ, из таблицы 24 (1).
Qраб = (2500+0,1×2500)×310 = 852500Н = 0,85мН
Qраб = 0,85мН > Qб.к. = 0,76мН.
По таблице 142 (1) для установок класса БУ-2500 допускаемая нагрузка в процессе проводки и крепления скважины составляет 1,4мН.
4. Определяем максимальную нагрузку от веса БК с учетом расхаживания:
Qmax = 1,25×Qбк×(1 
(1.38)
Qmax = 1,25×0,76×(1 
Qmax = 0,82мН < (Qmax) = 1,4мН – достаточно.
5. Определяем максимальную нагрузку от веса тяжелой ОК с учетом расхаживания:
Qmax = 1,15×Qэк, мН (1.39)
Qmax = 1,15×0,8 = 0,92мН
Qmax =0,92мН < (Qдоп) = 1,4мН – достаточно.
6. Выбираем конкретную установку. По таблице 143 (1), учитывая конкретные условия и обеспеченности УБР, устанавливаем соответствующего класса буровую установку с дизельным приводом БУ-2500ДГУ.
7. Определяем тип оснастки.
Для этого рассчитываем число рабочих струн в оснастке:
(1.40)
где Рдолход – допускаемое натяжение ходового конца каната для лебедки ЛБ-750. Рдолход = 0,210мН, из таблицы 9 (1)
Принимаем число рабочих струн 10. Оснастка 5´6.
8. Выбираем диаметр талевого каната. Согласно технической характеристики буровой установи БУ-2500ДГУ, Дт.к = 28мм
Определяем длину талевого каната по формуле:
, (1.41)
где Lв = 42м – высота вышки, из таблицы 144 (1).
Дбар = 0,65м – диаметр барабана лебедки.
l бар = 0,84м – длина барабана.
9. Определяем тип каната.
Фактическое натяжение ходового конца талевого каната находим по формуле:
, (1.42)
где h = 0,85 – кпд талевого каната.
10. Определяем необходимое разрывное давление каната.
Рфакт.разр. = Рфакт.х.к.×k, мН, (1.43)
где k = 3,5 – коэффициент запаса прочности для грузовых канатов.
Рфакт.разр. = 0,08×3,5 = 0,38мН
Согласно таблице 6 (1) нам подходит талевый канат типа ЛК-РО-6´31 линейного касания диаметром Дт.к. = 28мм, для которого Рфакт.разр = 0,43мН, при расчетном пределе прочности проволок бпр = 1666мН/м2 с металлическим сердечником.
Рдоп.разр = 0,43мН > Рфакт.разр = 0,38мН – достаточно.
Результаты выбора БУ, типа оснастки и талевого каната заносим в
таблицу 1.11
Таблица 1.11
| Параметры БУ | Значения |
| 1. Условная глубина бурения, м | |
| 2. Допустимая нагрузка на крюке, мН | 1,4 |
| 3. Оснастка тал. системы | 5´6 |
| 4. Диаметр талевого каната, мм | |
| 5. Число рабочих струн | |
| 6. Тип талевого каната | ЛК-РО-6´31 |
| 7. Номинальная длина свечи, м |
1.2.11 Выбор режима бурения
1.2.11.1Гидравлический расчет промывки скважины
Необходимо произвести для основного интервала бурения. Для верхних интервалов принять с учетом типоразмеров турбобуров, долот, глубины и опыта бурения.
Данные к расчету:
L = 2817м – проектная глубина скважины по инструменту.
Д = 215,9мм – диаметр долота.
rр. = 1,09г/см3 – плотность бурового раствора.
Буровые инструменты: ТБВК 140´2755
УБТ 178´50
ДС 195´12
Буровая установка: БУ-2500
Буровой насос: НБТ-600-1
Ход расчета.
Определяем минимальный расход жидкости для промывки скважины:
Qmin = 0,785×103×(Д2д – d2)×nmin, дм3/с, (1.44)
где d2 = 140мм – наружный диаметр бурильных труб.
nmin – минимальная скорость восходящего потока бурового раствора, при которой не наблюдается сальникообразования на элементах буровой колонны (, долото, переводники турбобура и замка буровых труб) и загрязнения ствола скважины, м/с. Практикой установлено, что nmin = 1,1-1,2м/с – при турбинном бурении.
Qmin = 0,785×103×(0,21592 – 0,1402) ×1,1 = 23,3дм3/с
Следовательно, у насоса не должно быть меньше 23,3дм3/с.
2. Определяем максимальную подачу насоса на глубине L = 2798м.
, (1.45)
где Nпод = 510кВт – полезная мощность насоса НБТ-600-1, из таблицы 88 (1).
Ар – коэффициент перепада давления в турбобуре, мПа.
, (1.46)
где Ртабл. = 4,6мПа из таблицы 93 (1) – перепад давления в турбобуре.
Qтабл = 40дм3/с – подача при Ртабл = 4,6мПа, из таблицы 93 (1).
А – коэффициент потери давления, не зависящий от глубины скважины.
А = ам+аубт× l убт+ад+ап.т,
где ам = 34×10-5 – коэффициент потери давления в манифольде.
аубт = 0,59×10-5 – коэффициент потери давления в УБТ из таблицы 128 (1).
ад – коэффициент потери давления в промывочных отверстиях долота.
ад = 0,12/F2 = 0,12/13,52 = 65,8×10-5,
где F = 13,5м2 – суммарная площадь промывочных отверстий долота из таблицы 3 (1).
ап.т. = 24×10-5 – коэффициент потери давлений в верхнем узле турбобура из таблицы, приведенной на странице 133.
А = (34+0,59×50+65,8+24) ×10-5 = 153,3×10-5
В – коэффициент потерь давлений, зависящий от глубины бурения.
,
где атр = 61×10-6 – коэффициент потерь давлений в трубах из таблицы 59 (1).
азам = 0,22×10-5 – коэффициент потерь давлений в буровых замках из таблицы 62 (1).
l зам – среднее растяжение между замками, м. Для расчетов применяем l зам = 10м
ат.п. = 49×10-8 – коэффициент потерь давлений в кольцевом пространстве из таблицы 60 (1).
Выбранная подача насоса НБТ-600-1 должна быть в пределах Qmin <Qтабл<. Qmax.
По таблице технической характеристики в таблице 89 (1) для насоса НБТ-600-1. При диаметре цилиндровых втулок 170мм подача насоса будет составлять 30,6дм3/с с коэффициентом подачи a = 0,85.
Qmin = 23,3дм3/с < Qтабл = 30,6дм3/с <. Qmax = 39дм3/с
Проектирование числа оборотов долота
Определяем из соотношения 
,
где nр – расчетное число оборотов долота.
nт = 140об/мин – обороты для турбобура ДС-195, из таблицы 93 (1).
Qт = 40дм3/с – расход жидкости для ДС-195, из таблицы 93 (1).
Qр – рассчитанный расход жидкости по Qвид = 30,6дм3/с,
Тогда 
Выбор осевой нагрузки на долото
Данный расчет выполняется в разделе 1.2.7 в связи с выбора типоразмеров долот.
Определение суммарных потерь давлений жидкости в циркуляционной системе
Определяем суммарные потери давлений жидкости в циркуляционной системе:
Рцирк. = (А+Ар+В×L) ×rб.р. ×Q2, мПа (1.47)
Рцирк. = (263+153,3+132×10-3×2798) ×10-5×1,09×30,62 = 949,06мПа
Результаты выбора заносим в таблицу 1.12
Таблица 1.12
| Интервал бурения, м | Параметры режима бурения | ||||
| от | до | Q, дм3/с | n, об/мин | Рв, мН | Рцир., мПа |
| 30,6 | 0,19 | 9,5 |
1.2.12 Спец тема: Анализ аварийности в бурении
За 12 месяцев 2002 года по Ишимбайскому ПГБ ОООУфимское УБР в бурении произошли 3 аварии. Затраты времени на их ликвидацию составили 577 часов (в 2001 году 3 аварии-162 часа). При бурении боковых стволов аварий не допущено (в 2001 году 1 авария -614 часов).
Убытки от аварий составили 1293607 руб.
Описание аварий.
На скважине №72 Таймасовской площади 6.01.2002 года при подъеме гирлянды приборов для обработки следующей точки наблюдения при проведении НВСП, произошла затяжка кабеля (интервал нахождения гирлянды приборов 1825-1905м.). Во время расхаживания кабеля подъемником произошел его обрыв на глубине 1680м.
Причина аварии:
Неквалифицированное действие геофизической партии при ликвидации прихвата, приведшее к обрыву кабеля;
б) Чрезмерный износ каротажного кабеля (обрыв при нагрузке 2,6тн)
в) Отсутствие на подъемнике прибора, показывающего нагрузку на
кабель;
г) Возможные желобообразования во время проведения НВСП в
интервале 1780-1905м.
Аварийное время -195 часов.
На скважине № 35 Салаватской площади 27.01.2002 года после спуска в скважину кривой компановки и ориентирования инструмента на глубине 1072м. в течении 45 минут приступили к углублению скважины. При достижении глубины 1077 метров отмечено зависание инструмента, и прекращение проходки. При отрыве от забоя произошла затяжка до 20 тонн сверх собственного веса инструмента. Во время расхаживания инструмента произошел срыв резьбового соединения МК-168 дюралевого корпуса СТЭ-185 и переводника.
Причина аварии:
а) Недостаточное расхаживание бурильного инструмента в условиях бурения с малой скоростью (1м/час) и с большим углом (зенитный угол-45 градусов);
б) Ослабленное резьбовое соединение между дюралевым корпусом СТЭ-185 и двух муфтовым переводником ММК-168 х ММК-168. Аварийное время - 271 час.
3. На скважине № 176 Булатовской площади 01.07.2002 года во время механического бурения при забое 1225м вышел из строя один из двух силовых дизелей привода насоса У8-6МА2. Для ремонта силового дизеля приподняли инструмент на высоту 96м от забоя. Во время ремонта дизеля (в течении двух часов) инструмент периодически расхаживали. Закончив ремонт, с целью проработки и промывки скважины перед геофизическими работами, спустили инструмент на глубину 1207м. При пуске насоса резко увеличилось давление на манифольде до 140 атм и сработало предохранительное устройство на насосе
У8-6МА2. При попытке приподнять, инструмент вверх не пошел. После замены диафрагмы давлением до 250 атм (при помощи ЦА-320) восстановить циркуляцию не удалось. Расхаживание и отбивка ротором без промывки результатов не дали.
Причина аварии:
а) Геологическая- неполное перекрытие соленосных отложений
Кунгурского яруса 244,5мм технической аолонной;
б) Нарушение технологии проводки осложненных скважин (стоянка
долгое время в открытом стволе без промывки).
Аварийное время: 111 часов
В 2002 году брака в работе не допущено
СВЕДЕНИЯ
о ликвидации аварий, осложнений перебуриванием вторым стволом по Ишимбайскому ПГБ ООО УУБР в 2002 году
| №№ | №№ скважин, | Причины забуривания | Интервал бурения | Пробурено, | Календарное |
| п/п | площадь | второго ствола | 2 стволом, м | м | время, час |
| Авария | |||||
| 1. | 35-Салаватсиая | 1. Недостаточное расхаж. | 970-1077 | ||
| бур. инстр.при большом | |||||
| зен. угле. | |||||
| 2.Ослабл. резьбового соед. | |||||
| (МK168) в корпусе СТЭ-185 | |||||
| Авария | |||||
| 176-Булатовская | Неполное перекрытие соле- | ||||
| носныж отложений Кунгур- | 1075-1225 | ||||
| ского яруса 2*5мм. техн. | |||||
| колонной. |
Таблица 1.13
АВАРИЙНОСТЬ
по буровым бригадам за 12 месяцев 2002 года
Таблица 1.14
| №№ п/п | Фамилия И.О. бурового мастера | Количество аварий | Аварийное время, час | ||
| Всего | в т.ч. по вине исполнителей | Всего | в т.ч. по вине исполнителей | ||
| Шаймуратов Ф.М. | Уф.ГР | Уф.ГР | |||
| Муштареев Ф.М. | |||||
| Всего: |
Дата добавления: 2015-12-01; просмотров: 67 | Нарушение авторских прав