- •Введение
- •1 Исходные данные для проектирования
- •2 Общие сведения о районе буровых работ
- •2.1 Общие сведения о районе буровых работ
- •3 Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше будущее
- •4 Основные сведения о геологическом строении
- •4.1 Тектоника
- •4.2 Литология и стратиграфия пород
- •4.3 Крепость горных пород разреза
- •4.6 Состав нефти
- •4.7 Водоносность
- •4.8 Классификация горных пород по твердости и абразивности
- •4.9 Осложнения при бурении
- •4.6- Геофизические исследования
- •5 Унирс
- •5 Унирс
- •5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя др-176
- •5.2 Бурение вертикального участка с применение др-176
- •5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с др-176
- •5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с др-176
- •5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины
- •5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей.
- •5.7 Вывод
- •6 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
- •7 Обоснование выбора типа промывочной
- •7.1 Расчленение по литологическому составу пород
- •7.2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •7.3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
- •7.5 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •7.6 Расчленение геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •8 Обоснование выбора способов бурения по
- •8.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
- •8.2 Выбор оптимального режима бурения
- •9 Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
- •9.1 Турбинный способ бурения.
- •9.1.1. Расчет компоновки убт
- •9.1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность
- •10 Обоснование выбора реагентов для химической
- •10.1 Расчет потребного количества глинистого раствора и глинопорошка
- •Химические реагенты, применяемые для обработки глинистого раствора
- •11 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубин
- •12 Обоснования выбора оборудования для бурения
- •13 Обоснования выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения осискважины, свойств
- •14 Безопасность и экологичность проекта
- •14.1. Безопасность труда при вскрытия кыновского горизонта буровыми промывочными жидкостями с применением взд
- •14.2 Экологическая безопасность работы с циркуляционной системой при бурении в ламинарном режиме.
- •15 Экономическая оценка работы
- •15.1 Отечественный и зарубежный опыт внедрений новой техники и технологии
- •15.2 Методика оценки экономической эффективности мероприятия за условный год
- •15.3. Расчет экономического эффекта от внедрения ламинарного режима бурения
- •Заключение
9 Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
9.1 Турбинный способ бурения.
9.1.1. Расчет компоновки убт
Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.
d убт(1) = (0.65 – 0.85)*0.2159 = 0.14 – 0.184 м.
С учетом табличных данных окончательно dУБТ(1) = 0,178 м.
По табличным данным согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб.
Днк = dн = 0.127 м.
dнк /dубт(1) = 0.127/0.178 0.71 < 0.75
По этому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром
dубт(2) =0,168м.
поскольку
d убт(1) / dубт(2) = 0,146/0,178 = 0,82 > 0,75, то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.
По табличным данным находим тип УБТ: УБТ – 178 и УБТ – 168 изготовленные из стали «Д».
Примем коэффициент λ1 = 0,7.
Определим длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд =200 кН.
Lубт = 1.15*Pд/(g*(1-ρ/ρн)*[λ1*q убт(1)+1/(n-1)*(1-λ1)*q убт(1))]*cosα) = 120 м.
Найдем длину первой ступени УБТ:
Lубт(1) = λ1* Lубт
Lубт(1) = 0,7*120 = 84 м.
Lубт(2) = 120 – 84 = 36 м.
Окончательно принимаем Lубт(1) = 75 м , т.е. 3 свечи по 25 метров,
Lубт(2) = 50 м , 2 свечи по 25 метров.
Общий вес УБТ в жидкости:
Qкнбк = g*(Gзд + q убт(1)* L убт(1) + q убт(2)* L убт(2) )* ( 1-ρ/ρн)
Qкнбк = 9,81(4790 + 156*75 + 103*50)*(1-1020/7850) = 184 кН.
Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:
Lкнбк = Lзд + L убт(1) + L убт(2) = 25 + 75 + 50 = 150 м.
9.1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность
Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПН 127*9Д (предел текучести δ = 373 мПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:
Qнк = g*Lнк*qнк* ( 1-ρ/ρн)
Qнк = 9,81*250*29,8(1 – 1020/7850) = 63,7 кН.
Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (Uд = 80 м/с)оценим по формуле:
∆Pд = ρ* Uд/(2*μ)
∆Pд = 1020*80/(2*0.95) = 3.5 мПа.
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:
∆Pт.б = ∆Pт.б*ρ/ρт*(Q/Qr)
∆Pт.б = 4,5*10*1020/1200*(0,04/0,03) = 6,6 мПа.
Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:
δр = [k*(Qкнбк + Qнк ) + (∆Pзд + ∆Pд)*Fk(1)]/Frp(нк)
δр = [1,1*(184*10+63,7*10)+(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/33,4*10 = 109 мПа.
Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:
кд = ν *δт/ (δр+3τ) = 0,8*303*10/ ((109*10 )+(18,7*10 )) = 2
Что выше допустимого значения кд = 1,35
Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:
L1 = [Q зап(1) – k*( Qкнбк + Qнк)*( ∆Pз б+ ∆Pд)* Fk(1)]/(k*g*q*(1-ρ/ρн))
где
Q зап(1) = ν*Qр(1)/кз = 0,8*1400*10/2 = 560 кН
тогда
L1 = [560*10 – 1,1*(184*10+63,7*10)-(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/
(1,1*9,81*25*8*(1-1000/7850)) = 1630м.
уточним длину первой секции труб:
L1 = 2055– 25 – 150 – 250 = 1630м.
Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле:
Q1 = g*L1*q1*(1-ρ/ρн)
Q1 = 9,81*473,6*25,8*(1-1020/7850) = 120 кН.
Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.
Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.
nзап = C*Qкл/(Qкнбк + Qкн + Q1) = 0.7*1180*10/((184 + 63.7 + 120)*10) = 2.25 что выше допустимого значения 1,1
По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ – 178 – 26 кН и УБТ – 146 – 15 кН.
По таблице для соединения труб ТБПН 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.
По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.
Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1.
Таблица 9.1 - Результаты расчетов сводим в таблицу.
Показатели |
Номер секции | |||
УБТ |
УБТ |
НК |
1 | |
Наружный диаметр труб, мм |
|
УБТ-146 |
ТБПН-127 |
ТБПН-127 |
Внутренний диаметр труб, мм |
90 |
74 |
109 |
109 |
Интервал расположения секций, м |
1930-2300 |
1880-1930 |
1630-1880 |
0-1630 |
Группа прочности материала труб |
Д |
Д |
Д |
Д |
Длина секций |
125 |
50 |
250 |
1630 |
Нарастающий вес колонны, кН |
132 |
184 |
247,7 |
367,7 |