- •Содержание.
- •Введение. Общие сведения о месторождении.
- •Н. Контр. БУтв
- •2. Геологическая часть.
- •Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов.
- •Литологическая характеристика разреза скважины.
- •Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.
- •Нефтеносность.
- •Давление и температура по разрезу скважины (в графах 5 и 11 проставляются условные обозначения источника получения величин: рфз - расчет по фактическим замерам в скважинах)
- •Водоносность
- •Возможные осложнения по разрезу скважины:
- •Поглощение бурового раствора.
- •Осыпи и обвалы стенок скважины.
- •Нефтегазоводопроявления.
- •Прихватоопасные зоны.
- •Прочие возможные осложнения.
- •3.Технологическая часть.
- •Основные данные:
- •3.1. Выбор конструкции скважины.
- •Расчет кондуктора.
- •Конструкция скважины
- •3.2. Выбор и обоснование способов бурения.
- •Способы бурения.
- •3.3 Выбор и расчёт профиля скважины.
- •Данные о профиле ствола скважины
- •3.4Обоснование диаметров долот
- •3.5 Буровые растворы
- •3.5.1Общие положения
- •3.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя.
- •Диаметр турбобура для бурения под кондуктор:
- •Технические характеристики турбобура 2тсш-240
- •Технические характеристики то2-240:
- •Технические характеристики дру-195:
- •3.7 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчёт.
- •3.9.1 Расчет убт
- •Интервал 30 – 510 м.
- •Убт-203 ен
- •Проектируем переход от убт к колонне бурильных труб.
- •Убт -178 ен:
- •Для интервала 510-1240 метров:
- •Убт -178 ен:
- •Жесткость на изгиб для убт должна быть не меньше жесткости колонны.
- •Центраторы клсв- 212,7 ст и
- •Тогда максимальная глубина составит:
- •Компоновка низа бурильной колонны (кнбк)
- •3.8 Выбор и обоснование буровой установки, её комплектование. Расчёт наиболее тяжёлой бурильной колонны:
- •Расчёт массы наиболее тяжёлой обсадной колонны.
- •Расчет максимальных нагрузок действующих на крюк производим по формуле:
- •Основные технические характеристики и комплектность бу 1600 эу
3.9.1 Расчет убт
Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину исходя из нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно быть (0,75- 0,85) для долот диаметром до 295,3 мм и для долот свыше 295,3 мм (0,65- 0,75).
Диаметр основной ступени УБТ должен быть соответствующим диаметру долота по условию:
Дубт = (0,65-0,75) х Дд
где Дд – диаметр долота, мм.
Интервал 30 – 510 м.
Дубт = (0,65-0,75) х 295,3 = 191,95- 221,48 мм
Для осложнённых условий бурения диаметр УБТ для долот диаметром свыше 250,8 мм допускается уменьшать до ближайшего смежного размера.
Выбираем УБТ-203 ЕН
dв = 80 мм, q = 199,2 кг / м – данные из таблицы 28.
Таблица 28
Убт-203 ен
Диаметры: |
Масса 1 м., кг. | |||
Наружный диаметр, мм. |
Внутренний диаметр, мм. |
Диаметр проточки под элеватор, мм |
Диаметр проточки под клиновой захват, мм | |
203 |
80 |
178 |
203 |
199,2 |
После выбора диаметра УБТ проверяем по таблице 29 обеспечивает ли наддолотный участок УБТ необходимую жёсткость обсадной колонны, под которую ведётся бурение. Жёсткость этого участка УБТ должна быть не меньше жёсткости обсадной колонны.
Таблица 29
Трубы |
Диаметр, мм. | |||||||||||
УБТ |
108 |
121 |
146 |
159 |
178 |
178 |
203 |
203 |
229 |
229 |
229 |
254 |
Обсадные |
114 |
127 |
146 |
168 |
178 |
219 |
245 |
273 |
299 |
324 |
351 |
>377 |
Согласно таблицы наддолотный участок УБТ обеспечивает необходимую жёсткость при бурении под 245-ю колонну.
Жесткость на изгиб для УБТ должна быть не меньше жесткости колонны. Проверим:
До1 / Док (1- [(Док- 2 ок) / Док]4 / 1 – (dо1 / До1)4),
где До1 и dо1 – наружный и внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм
Док и ок – наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм
203/ 245 (1- [(245 -2∙8,9) / 245]4 / 1 – (80 / 203)4 )
0,8286 0,5166 – условие выполняется.
Проектируем переход от убт к колонне бурильных труб.
Наружный диаметр бурильных труб принимаем Д1 = 127 мм. Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ должно быть выполнено условие:
Доп 1,33 Д1 , Доп - диаметр ступени УБТ мм = 203 мм,
Д1 – диаметр бурильных труб = 127 мм. 127∙1,33=168,91 мм.
203 168,91 мм – условие не выполняется, следовательно компоновка УБТ должна быть ступенчатой.
Определяем диаметр и длину дополнительных ступеней УБТ. Требованиям к УБТ второй ступени удовлетворяет УБТ -178 ЕН по ТУ 26-12-775-90.
Рис. 5
0,7Дубт Дбт ,
0,7∙178 127 мм.
124,6 127 мм.
Таблица 30
Убт -178 ен:
Диаметры: |
Масса 1 м., кг. | |||
Наружный диаметр, мм. |
Внутренний диаметр, мм. |
Диаметр проточки под элеватор, мм |
Диаметр проточки под клиновой захват, мм | |
178 |
71 |
168 |
178 |
153,2 |
Трубы поставляются длиной 8300-9450 мм.
Принимаем длину этой ступени l02 = 16,6 м. (2 трубы).
Рассчитываем длину основной ступени УБТ и КНБК:
l убт=(1,25∙Рдол – G)/ qубт
l убт – длина УБТ, м.
G - вес забойного двигателя
Рдол = 6-12 тонн в интервале 30-510 метров. – нагрузка на долото.
G2ТСШ-240 = 3960 кг. - для 2ТСШ-240.
GТО2-240 = 2507 кг. – для ТО2-240. (с глубины 50 метров и до глубины 50+100 = 150 м. – по стволу).
Тогда для интервала 30-50 метров:
Рдол=6-11,8 примем Рдол=12 т.
1,25∙Рдол – G = 1,25∙12 – 3,960 = 11,04 т.
qубт203=199,2 кг=0,1992т.
l убт203=? м.
qубт178=126,3 кг=0,1263 т.
l убт178=16,6 м.
Принимаем 16,6 м УБТ-178 ЕН.
Тогда для интервала 50-150 метров:
В этом интервале (интервал набора угла) бурение ведётся с использованием ТО2-240. В компоновку низа бурильной колонны включаем 25 метров ЛБТ-147×11 мм и магнитный переводник; УБТ не используем. ЛБТ-147×11 мм и магнитный переводник используются для того, чтобы в процессе бурения можно было отследить траекторию ствола скважины.
Тогда для интервала 150-510 метров:
Рдол=6-11,8 т, примем 12 т.
1,25∙Рдол - G=1,25∙12-3,96=11,04 т.
G2ТСШ-240=3960 кг - для 2ТСШ-240.
qубт203=199,2 кг=0,1992
l убт203=? м.
qубт178=153,2 кг=0,153 т.
l убт178=16,6 м.
l убт203=((1,25∙Рдол – G)- qубт178∙ l убт178)/ qубт203
l убт203=(11,04-0,1532∙16,6)/0,1992=42,67 м.
Принимаем 16,6 м. УБТ-178 ЕН и 45 м. УБТ-203 ЕЛ.
Общая длина УБТ равна 16,6+45=61,6 м.
Если критическая нагрузка меньше нагрузки на долото, то с целью ограничения поперечной деформации УБТ, рекомендуется устанавливать на УБТ промежуточные опоры профильного сечения. Число опор рассчитывается по формуле:
m=(Pдол-Qк)/(qУБТ∙а)-1
Qк - вес наддолотной компоновки
а – расстояние между опорами (число опор не должно быть меньше двух).
а – выбирается из таблицы 43.
Таблица 31
Диаметр УБТ, м. |
Расстояние между опорами для разных частот вращения, об/мин. | |||
50 |
90 |
120 |
150 | |
108-114 |
20,0 |
16,0 |
13,5 |
12,0 |
121 |
22,0 |
16,5 |
14,0 |
13,0 |
133 |
23,5 |
17,5 |
15,0 |
13,5 |
146 |
25,0 |
18,5 |
16,0 |
14,5 |
159 |
31,0 |
21,5 |
18,5 |
17,0 |
178 |
33,0 |
23,5 |
21,0 |
19,0 |
Критическая нагрузка:
Р1кр=85,6 кН – критическая нагрузка без учёта гидравлической нагрузки.
рд=41,18 кгс/см2=412 Н/см2. – перепад давления на долоте.
F0=7,35 см2.- суммарная площадь отверстий долота.
Ркр=85,6-7,35∙412∙10-3=55,32 кН.
Нагрузка на долото в данном интервале составляет 6-11,8 т.с.=58,8-115,64 кН., следовательно необходимо установить промежуточные опоры профильного сечения.
Проводим расчет промежуточных опор. Количество опор должно быть не менее двух, поэтому в колонне УБТ-203 устанавливаем 2 опоры, так как длина колонны УБТ-203 составляет всего 45 м.