Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ" (стр. 4 из 16)

где V_i – объем i – го интервала.

Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала:

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка

Интервал бурения, м	Плотность бурового раствора, кг/м3	Объем раствора, Vi, м3	Потребность в глинопорошке		Потребность в воде
			qгл, кг	Qгл, кг	qв, кг	Qв, кг
Кондуктор 0-550	1120	227,5	205	47*103	0,92	189
Эксплуатационная колонна	1100	292,7	171	50*103	0,95	162
Всего	97*103	351

Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:

где С¹ – концентрация химического реагента в весовых процентах;

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.

2.3 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.4 Расчет бурильной колонны

Исходные данные:

· скважина вертикальная;

· глубина бурения 1300 м;

· способ бурения – турбинный;

· диаметр долота D_д = 215,9 мм;

· нагрузка на долото G = 170 кН;

· плотность бурового раствора r = 1100 кг/м³;

· турбобур 3ТСШ1-195;

Расчет УБТ:

D_убт = (0,75¸0,85)* D_д;

D_убт = 0,8*215,9 = 172,7 мм.

Выбираем УБТ диаметром D_убт = 178 мм.

Затем найдем диаметр СБТ для D_убт = 178 мм.

D_сбт = 0,75*215,9 = 175,5 мм.

Выбираем предварительно тип СБТ-ТДПВ 127х9, трубы группы прочности «Д» – бурильные трубы с приварными замками диаметром 127 мм, толщиной стенки трубы 9 мм.

Найдем длину УБТ для бурения забойным двигателем:

где G_д – нагрузка на долото при бурении забойными двигателями;

b – коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости;

q₀ – вес УБТ диаметром 178 мм, q₀ = 156 кг;

G_зд – вес забойного двигателя, G_зд = 4790 кг;

Р_кр^III – критическая нагрузка третьего порядка.

где r_п – плотность промывочной жидкости, r_п = 1100 кг/м³,

r₀ – плотность материала труб, r₀ = 7800 кг/м³;

где l_кр – критическая длина УБТ;

Примем l_убт = 132 м, т.е. 5 свечей длинной по 24 метра и 1 секция УБТ, длинной 12 м.

Определим вес УБТ:

Определим длину СБТ:

где q₀ – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀ = 262 н/м;

G_сбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 30, а длина стальных труб 720 м.

Найдем длину ЛБТ:

где L – глубина скважины по стволу L_сбт = 1300 м;

L_сбт – длина СБТ = 720 м;

L_убт – длина УБТ = 132 м;

L_эд – длина ЗД = 26 м;

Произведем расчет растягивающих напряжений при подъеме бурильной колонны.

Разобьем колонну на характерные участки, т.е. отметим точки перехода одного вида труб в другой, переход УБТ в турбобур.

Профиль скважины имеет 3 характерные точки. Данные занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Результаты разбивки бурильной колонны на участки.

Участок	l, м	q, н/м
1	2	3
0 – 1	26	184,2
1 – 2	132	613,6
2 – 3	720	179,9

Расчет напряжений в колонне ведем по методу Сушона, основываясь на том, что в конце колонны усилия Т_н = 0.

где Т_в – нагрузка в верхней части колонны;

Т_н – нагрузка в нижней части колонны;

– средней зенитный угол;

– изменение среднего угла на участке;

l – длина участка;

q – вес 1 метра трубы на участке длины l;

в – коэффициент облегчения в промывочной жидкости бурильной колонны, в = 0,86;

f – коэффициент сопротивления движения бурильной колонны о стенки cскважины, f = 0,3;

Участок 0 – 1:

Участок 1 – 2:

Участок 2 – 3:

Определим растягивающие напряжение:

где S_к – площадь канала внутри трубы;

S_т – площадь сечения трубы, м²;

где d_вн – внутренний диаметр ЛБТ равный 125 мм;

где D – наружный диаметр трубы;

у_р для третьего участка:

у_р для второго участка:

Определим результирующие напряжение для второго и третьего участков по следующей формуле:

где у_рез – результирующее напряжение, Мпа;

у_р – растягивающее напряжение, Мпа;

у_и – изгибающие напряжение, Мпа;

Изгибающие напряжение в нашем случае равно нулю т.к. сквжина вертикальная.

где [n_р], n_р – допустимый и фактический коэффициенты запаса прочности, [n_р] = 1,45;

у_т – предел текучести материала труб, у_т = 300 Мпа;

Проверим сечение третьего участка на прочность:

ЛБТ 147х11 удовлетворяют прочности.

Проведем расчет на прочность ЛБТ 147х11 в клиновом захвате:

Т₃ = 330 кН при f= 0;

Для ЛБТ 147х11, Т_доп =1180 кН;

Т₃ = 330 кН < [Т] = 1180 кН; – Условие прочности в клиновом захвате выполняется.

Сведем все результаты расчетов в таблицу 2.7.

Таблица 2.7

Результаты расчетов

№ участка	L, м	Т, кН	ур, МПа	урез, МПа
I	26	4,1	-	-
II	132	73,8	77,7	77,7
III	720	185,2	54,0	54,0

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры. Бурение под кондуктор ведется ротором.

Таблица 2.8

Компоновка бурильной колонны.

№№	Элементы КНБК
	Типоразмер, шифр	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Примечание
1	2	3	4	5	6
1	Долото 259,3 мм	295,3	0,42	72	Бурение под кондуктор
2	Центратор	295,3	0,57	115,7
3	Колибратор	293,7	0,74	150
4	УБТ	203	10	2232
5	ТБПВ	127
1	Долото 215,9 мм	215,9	0,45	33	Бурение под эксплуатационную колонну
2	ГДК	178	0,4	65
3	3ТСШ1-195	195	25,7	4790
4	УБТ	178	132	870,5
5	ТБПВ	127
6	ЛБТ	147

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные: