- •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
Центраторы клсв- 212,7 ст и
КЛСВ- 250,8 СТ-1
Рис. 6
Таблица 34
Размеры центратора.
Обозначение |
D, мм |
D1, мм |
d, мм |
L, мм |
l, мм |
l1, мм |
l2, мм |
Резьба № 1 ГОСТ 28487 |
Резьба № 2 ГОСТ 28487 |
КЛСВ- 212,7 СТ |
212,7 |
165 |
70 |
585 |
368 |
25 |
25 |
3-133 |
3-133 |
КЛСВ- 250,8 СТ-1 |
250,8 |
178 |
70 |
1080 |
404 |
38 |
38 |
3-147 |
3-147 |
Таблица 35
Калибраторы:
Серия |
Наружный диаметр, мм |
Длина общая, мм. |
Длина лопастей, мм. |
Присоединительные резьбы ГОСТ Р 50864-96 |
Масса, кг |
5КС-215,9 СТ |
215,9 |
432 |
361 |
м/м З-117 |
90 |
5КС-295,3 СТ |
295,3 |
492 |
410 |
м/м З-152 |
80 |
3.9.3 Расчет колонны бурильных труб (КБТ)
Определяем тип БТ, их диаметр и тип замковых соединений. Из условия плавного перехода от колонны УБТ к КБТ удовлетворяют стальные бурильные трубы типа ПК 127 х 9,19 группы прочности «Д».
Рассчитываем допускаемую глубину спуска КБТ.
n – коэффициент запаса прочности, принимается равным 1,3 для нормальных условий бурения и 1,35 для осложнённых.
σт=655 (66,8) Н/мм2 (кгс/мм2). – предел текучести материала труб по ГОСТ Р 50278-92
Fтр=33,4 см2=3340 мм2 - площадь сечения.
Qр=655∙3340/1,35=1,68 МН – допустимая растягивающая нагрузка.
Qубт=120∙0,1263=15,16 т.=0,152 МН - вес УБТ-165.
G=1,095 т. =0,011 МН - вес объёмника ДРУ-195.
ρбр=1,14 г/см3 – плотность бурового раствора.
ρм=7,85 г/см3
qбт=(12,5∙26,71+3,9+54,6)/12,5=31,39 кг. = 3,14∙10-4 МН/м., где
12,5 м. - длина трубы.
q1=26,71 кг. - масса 1 м. гладкой трубы.
q2=3,90 кг. – масса двух высадок.
q3=54,6 кг. – масса одного комплекта замка (ЗП-162-95 по ТУ 26-0604-01-88) – по ТУ 14-3-1571-88.
Fк= 92,6 см2=0,00926 м2. - площадь проходного канала трубы.
рт=7 МПа. - перепад давления в ДРУ-195.
рд= 4,79 МПа. - перепад давления на долоте.
Тогда максимальная глубина составит:
lдоп=(1,68-1,15∙(0,152+0,011)∙(1-1,14/7,85)-(7+4,79)∙0,00926)/(1,15∙3,14∙10-4∙(1-1,14/7,85))=4570 м. > 1259,5 м. => данные бурильные трубы подходят.
Таблица 39
Компоновка низа бурильной колонны (кнбк)
№ п/п КНБК |
Интервал, м |
Элементы КНБК |
Назначение | |||
№ п/п |
Типоразмер, шифр |
ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление | ||||
от |
до | |||||
1 |
0 |
30 |
1 2 |
lll 393,7 М- ЦВ 2ТСШ-240 |
ГОСТ 20692-2003 ТУ 26-02-367-79 |
Бурение под направление |
1 |
30 |
50 |
1 2 3 4 5 6 |
lll 295,3 СЗ-ГВ Калибратор 5КС-295,3 СТ 2ТСШ – 240. УБТ 203 ЕЛ УБТ 178 ЕН ПК 127 х 9,2 |
ГОСТ 20692-2003. ОСТ 39-078-79 ТУ 26-02-367-79 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-12-775-90 ГОСТ Р 50278-92 |
Бурение под кондуктор |
2 |
50 |
150 |
1 2 3 4 5 |
lll 295,3 СЗ-ГВ Калибратор 5КС 295,3 СТ ТО2 – 240. ЛБТ-147×11 ПК 127 х 9,2 |
ГОСТ 20692-2003. ОСТ 39-078-79 ТУ 39-989-86 ГОСТ 23786-79 ГОСТ Р 50278-92 |
Бурение под кондуктор (набор параметров кривизны) |
3 |
150 |
510 |
1 2 3 4 5 6 7 |
lll 295,3 СЗ-ГВ Калибратор 5КС 295,3 СТ 2ТСШ – 240. Центратор КЛСВ 250,8 СТ УБТ 203 ЕЛ УБТ 178 ЕН ПК 127 х 9,2 |
ГОСТ 20692-2003. ОСТ 39-078-79 ТУ 26-02-367-79 ТУ 26-02-809-78 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-12-775-90 ГОСТ Р 50278-92 |
Бурение под кондуктор |
4
|
510
|
1240 |
1 2 3 4 5 6 |
lll 215,9 СЗ-ГВ Калибратор 5КС-215,9 СТ ДРУ-195 Центратор КЛСВ- 212,7 СТ УБТ 178 ЕН ПК 127 х 9,2 |
ГОСТ 20690 – 2003. ОСТ 39-078-79 ТУ 366425-00147074-001-98 ТУ 26-02-809-78 ТУ 26-12-775-90 ГОСТ Р 50278-92
|
Бурение под эксплуатационную колонну |