Технология строительства скважины (стр. 4 из 10)
Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.
Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 - Параметры бурового раствора
| Интервал бурения, м | Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, с | Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин | Толщина корки, мм | СНС, Па | pH | Содержание песка, % | ||
| от | до | 1 мин | 30 мин | ||||||
| 0 | 650 | 1180 | 30…35 | 6…8 | 1,5 | 20 | 30 | 7-8 | 1…2 |
| 650 | 2500 | 1100 | 25…30 | 5…6 | 1 | 15 | 25 | 7-8 | 1…2 |
| 2500 | 2650 | 1100 | 25…30 | 4…5 | 0,5 | 15 | 25 | 7 | 1 |
| 2650 | 2750 | 1080 | 25…30 | 4…5 | 0,5 | 15 | 25 | 7 | 0,5 |
2.3.2 Определение потребного количества бурового раствора
Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.
Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:
Vскв= 0,785(Дк2 . Lк + dД2 (L2 - Lк). Кк1 + dД2 (Lc-L2) . Кк2) = 0,785(0,22672 . 690 + 0,21592 .(2557 – 690) . 1,7 + 0,21592 (3180 – 2557) .1,1)=208 м3
где:
Дк - внутренний диаметр кондуктора, м;
Lк - глубина спуска кондуктора по стволу, м;
L2 - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности Кк2;
Lc- глубина скважины по стволу, м;
dД - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;
Кк1, Кк2 - коэффициенты кавернозности.
Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2Vскв= 416 м3.
Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м3.
2.4 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.
2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны
Исходные данные:
1) Скважина наклонно-направленная
2) Профиль четырёх интервальный
3) Глубина скважины по вертикали (Нс), м 2750
4) Глубина вертикального участка (Нв), м 200
5) R1 = 700 м, R2=2225 м, L=3180 м
6) Диаметр турбобура (Дт),м 195
7) Вес турбобура (Gm), Н 47900
8) Длина турбобура (ℓ1), мм 25700
9) Диаметр долота (Дд), мм 215,9
10) Перепад давления в турбобуре (DРт), МПа 3,9
11) Плотность бурового раствора (r), кг/м3 1150
2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)
Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Дбт = 127 мм.
т.к. 0,71 < 0,75 ¸0,85, тонеобходимо в компоновку включить одну свечу УБТ Æ159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.
Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости
(2.3) 
Находим ℓкр = 45,8 м; РкрIII=93088,7 Н
Определяем длину УБТ ℓ0,
Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ
ℓУБТ = 72 м (3 свечи).
Определим вес УБТ:
2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)
Определим длину СБТ:
(2.6)где q0 – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q0 = 262 н/м;
Gсбт – полный вес СБТ;
Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.
2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)
ℓЛБТ = Нскв - ℓУБТ - ℓСБТ = 3180 – 72 – 504 = 2604 м
принимаем ℓЛБТ = 2616 м (109 свечей).
2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность
Расчёт ведётся по уравнению Сушона
Тв = Тн ехр(Da×f)+ b×q×ℓ×exp(0.5Da×f)×(cos`a±fsin`a), (2.7)
где f – коэффициент сопротивления движению;
b - коэффициент учитывающий Архимедову силу;
a - средний зенитный угол;
“ - ” – участок набора зенитного угла.
f = 0,18 - для глинистых пород
Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.
Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны
| Точки | a, град | Da, гр (рад) | _a, град | q, н/м | ℓ, м | b | Т, кн |
| 0 | 20 | 1,85(0,032) | 20,92 | 1530,4 | 72 | 0,86 | 0 |
| 1 | 21,85 | 94,88 | |||||
| 12,15(0,212) | 27,92 | 262 | 471,6 | 0,86 | |||
| 2 | 34 | 203,4 | |||||
| 0(0) | 34 | 262 | 32,4 | 0,86 | |||
| 3 | 34 | 210,18 | |||||
| 0(0) | 34 | 161,86 | 1988,5 | 0,577 | |||
| 4 | 34 | 382,83 | |||||
| 34(0,593) | 17 | 161,86 | 415,4 | 0,577 | |||
| 5 | 0 | 462,93 | |||||
| 00 | 0 | 161,86 | 200 | 0,577 | |||
| 6 | 0 | 481,6 |
Для примера приведём расчёт Тв для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.
ТВ2-3= 203,4×103ехр (0×0,18) +262×32,4×0,86×ехр (0,5×0×0,18)×(cos34+0,18×sin34) = 210,18 кН.
Далее проводится проверка условия sсум£ [s ], (2.8)
Где
Исходные данные для расчёта
Рн = 1 МПа
Д = 147 мм
d = 125 мм
Е = 2,1·1011 Па
R1 = 700
n = 1,45
sт = 300 МПа
Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Результаты расчётов
| Точки | Т, кН | sр, МПа | sи, МПа | sсум, МПа |
| 5 | 462,93 | 101,0 | 7,35 | 108,35 |
| 6 | 481,6 | 105,0 | 0 | 105,0 |
сумСледовательно условие прочности выполняется.
2.5.5 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.
Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.
2.6 Проектирование режима бурения
2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
Исходные данные:
1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;
2) Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;
3) Конструкция низа бурильной колонны:
· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;
· турбобур 3ТСШ1-195;
· УБТ Æ 178 мм – 10 м;
· ТБПВ 127х9;
· ЛБТ 147х9;
4) Параметры промывочной жидкости:
· r = 1100 кг/м3;