- •КурсоВой проект
- •Составление регламента на углубление вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2870 м на Сургутском месторождении
- •1 Геологическая часть
- •2 Техническая часть
- •2.1 Анализ состояния техники и технологии бурения скважины на месторождении
- •Продолжение таблицы 6
- •Продолжение таблицы 6
- •П родолжение таблицы 6
- •2 .2 Выявление вида и зон осложнений в скважине
- •2.3 Конструкция скважин
- •2 .4 Тип и свойства промывочной жидкости
- •2 .5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза
- •2.6 Разделение геологического разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости
- •2 .7 Выбор типа долота и его промывочного узла
- •2 .8 Выбор способа бурения
- •2 .9 Обоснование компоновки бурильной колонны
- •2.10 Проектирование режима бурения
- •2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото
- •2.10.2 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
- •2 .10.3 Проектирование расхода промывочной жидкости.
- •2.10.4 Расчет частоты вращения долота
- •2.11 Расчет гидравлической мощности насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости
- •2.12 Выбор забойного двигателя
- •2.13 Расчет диаметра насадок долот
- •2.14 Расчет бурильной колонны на прочность
- •2.15 Проектирование профиля скважины
- •2 .16 Выбор буровой установки
- •2.17 Аварии и осложнения
- •2.18 Мероприятия по технике безопасности при углублении скважины и спо и по охране природы
2 .9 Обоснование компоновки бурильной колонны
При бурении скважин на Сургутском месторождении используют бурильную колонну, состоящую из утяжеленных, легкосплавных и стальных бурильных труб. Диаметр бурильных труб, входящих в компоновку бурильной колонны DУБТ, м, DТБПК, м, DЛБТ, м, можно определять по формулам (2), (3), но учитывая анализ промысловых данных и экономические факторы выбираем следующие типы труб и соответствующие им характеристики. Результаты выбора сносим в таблицу 17
DУБТ = (0,75…0,85)Dд; (2)
DТБПК, ЛБТ = (0,6…0,66)Dд, (3)
где
DУБТ, DТБПК, DЛБТ – диаметр утяжеленных, стальных и легкосплавных бурильных труб соответственно, м;
Dд – диаметр долот, м;
Таблица 17 – Характеристики бурильных труб
Интервал, м |
Тип трубы |
Наружный диаметр, мм |
Группа прочности материала |
Толщина стенки, мм |
|
от (верх) |
до (низ) |
||||
30 |
710 |
УБТ ПК ЛБТ |
178 127 147 |
Д Д Д – 16 – Т |
49 9,19 11 |
710 |
1350 |
УБТ ПК ЛБТ |
178 127 147 |
Д Д Д – 16 – Т |
49 9,19 11 |
1350 |
2520 |
УБТ ПК ЛБТ |
178 127 147 |
Д Д Д – 16 – Т |
49 9,19 11 |
2520 |
2870 |
УБТ ПК ЛБТ |
178 127 147 |
Д Д Д – 16 – Т |
49 9,19 11 |
Для интервалов, которые бурятся турбинным способом, расчёт проводится по следующим формулам:
Период продольных зубцовых вибраций долота Тд, с, с учетом деформируемости забоя:
, (4)
где
- шаг зубьев на периферийном венце,
R- радиус долота,
n – частота вращения долота, необходимая для объемного разрушения породы,
Е – модуль упругости, Е=2,110 МПа,
F – площадь поперечного сечения тела динамически активного участка вала ГЗД,
- угол наклона оси шарошки к оси долота,
- коэффициент, который учитывает изменение частоты вращения вала ГЗД,
- динамическая нагрузка на долото, кН
=0,25
- статическая нагрузка на долото, кН
=0,85
Длину УБТ ℓУБТ, м, определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле:
ℓУБТ = (ℓт - ℓп), (5)
где
с = 5100 м/с – скорость распространения звука в металле труб;
ℓт – длина турбобура (табл. 18), м;
ℓп – расстояние от забоя до осевой опоры турбобура (табл. 18), м;
Тд – период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя;
Длину стальных труб ℓСБТ, м, рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото:
ℓСБТ = , (6)
где
G – осевая нагрузка на долото (табл. 2.10.1), Н;
GУБТ – вес УБТ, Н;
G3 – вес забойного двигателя (табл. 18), Н;
qПК – вес 1м стальных труб, Н;
ва – коэффициент, учитывающий Архимедову силу:
, (7)
где
ρж, ρПК – плотность промывочной жидкости и труб ПК соответственно, кг/м3;
Длину ЛБТ найдем по формуле:
ℓЛБТ = Н – (ℓУБТ + ℓПК + ℓза), (8)
где
Н – глубина скважины по стволу, м;
ℓ УБТ, ℓПК, ℓза – длины секций УБТ, ПК и забойного двигателя соответственно, м;
Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 18, 19.
Таблица 18 – Результаты расчета длины УБТ
Интервал, м |
ℓт, м |
ℓп, м |
Тд, с |
ℓУБТ, м |
30-710 710-1350 1350-2520 2520-2870 |
8,9 26,5 26,5 26,5 |
2,8 2,8 2,8 2,8 |
0,0095 0,0136 0,0181 0,0209 |
18 12 24 30 |
Таблица 19 – Результаты расчета длин труб ПК и ЛБТ
Интервал, м |
Gу, Н |
G3, Н |
qпк, Н/м |
ℓПК, м |
ℓЛБТ, м |
30-710 710-1350 1350-2520 2520-2870 |
27546 18365 36729 45911 |
19620 46303 46303 46303 |
262 262 262 262 |
456 438 552 576 |
228 876 1920 2316 |