Бурение нефтяных и газовых скважин (стр. 4 из 8)
В соответствии с "Инструкцией" производится расчет колонны бурильных труб (КБТ):
на статическую прочность (турбинный и роторный способы бурения);
на выносливость (роторный способ бурения).
Для расчетов бурильной колонны на прочность выделяются опасные сечения (по длине ствола) для наклонно направленных скважин в соответствии с проектным профилем (см. табл. 6.2; рис. 6.1):
- сечение над УБТ;
- сечения начала участков набора зенитного угла;
- сечения начала участков стабилизации;
- устье скважины;
а также:
- сечения перехода бурильных труб по типоразмеру.
для горизонтальных скважин дополнительно:
- сечение начала горизонтального участка.
Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну
1. Способ бурения – с использованием объемного двигателя с регулируемым углом при возможном провороте ротором при осложнениях при бурении на 2ом участке набора зенитного угла и при бурении пилотного ствола;
- для расчетов принимаем роторный способ бурения.
2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла и с одним участком стабилизации – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.
3. Интервал 0-700м – по вертикали (732м –по стволу) закреплен кондуктором Æ 245мм.
4. Диаметр долота Дд = 215,9 мм.
5. Диаметр УБТ = 178 мм – 25 м.
6. Бурильная колонна набирается из стальных бурильных труб ПК-127´9,19 стали "Д" – 700м и легкосплавных бурильных труб ЛБТ 147х11 мм, сплав Д-16-Т.
Приведенный вес 1п.м. труб ПК-127´9,19 стали "Д" g = 31,22 кг, Fт = 34,05 см2, Fк = 92,63 см2, J = 594,2 см4, Wи = 93,49 см3, Æ замка = 162,0 мм.
Приведенный вес 1п.м. труб ЛБТ 147х11 м, сплав Д-16-Т g = 16,5 кг, Fт = 47,0 см2, Fк = 122,72 см2, J = 1094 см4, Wи = 148,8 см3, Æ замка = 172,0 мм.
7. Удельный вес бурового раствора gж = 1,16 г/см3.
8. Потери давления в долоте и забойном двигателе – 136 кгс/см2.
9. Породы средней твердости.
10. Бурение предусматривается на 2-ом участке набора зенитного угла и на участке пилотного ствола с использованием КНБК № 10,13 (табл.3.15).
11. Общий вес КНБК – Qо = 5719 кгс.
Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под хвостовик
Исходные данные для расчета:
1. Способ бурения – с использованием объемного двигателя с отклонителем и проворотом ротора;
- для расчетов принимаем роторный способ бурения.
2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла, с одним участком стабилизации и с горизонтальным участком – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.
3. Интервал 0-2750м – по вертикали (2944м – по стволу) закреплен эксплуатационной колонной Æ 168мм.
4. Диаметр долота Дд = 144,0 мм.
5. Диаметр УБТ (диамагнитные) Дубт = 120мм.
6. Бурильная колонна набирается из стальных бесшовных бурильных труб с наружной высадкой и приварными замками ПН 89´9,35 стали "Л" по ГОСТ Р 50278-92.
Приведенный вес 1п.м. ПН 89х9,35"Л" g=21,73кг, Fт=23,48см2, Fк=38,60см2, J=188,1см4, Wи = 42,31см3, Æ замка = 127мм.
7. Частота вращения колонны n = 80 об/мин.
8. Удельный вес бурового раствора gж = 1,05 г/см3.
9. Потери давления в долоте и забойном двигателе – 93 кгс/см2.
10. Породы средней твердости.
11. Бурение под хвостовик предусматривает использование КНБК № 16 (табл. 3.15).
12. Общий вес КНБК № 16 – Qо = 1068 кгс.
Таблица 3.4Конструкция бурильных колонн
Примечания к таблице 3.4: 1. Расчет бурильных колонн при бурении под эксплуатационную колонну (в том числе пилотный ствол) и при бурении под хвостовик произведен согласно "Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин", Москва, 1997г., с учетом возможного проворота колонны ротором.
2. Нормативные (минимально допустимые) запасы прочности для бурильной колонны:
Коэффициент запаса на пластическую прочность:
- турбинное бурение- 1,40;
- роторное бурение- 1,50.
Коэффициент запаса по усталости:
- роторное бурение- 1,50.
3. Шифры труб:
УБТ- труба бурильная утяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;
ДУБТ - труба бурильная диамагнитная утяжеленная из комплекта "Sperry-Sun";
ЛБТ - алюминиевая бурильная труба по ГОСТ 23786-79 (сплав Д-16-Т);
ПК - труба бурильная стальная бесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р 50278-92;
ТВКП-140 - труба ведущая квадратного сечения (140х140мм) с коническим пояском по ТУ 14-3-755-78, ТУ 39-01-04-392-78.
ПН – труба бурильная стальная бесшовная с наружной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р 50278-92;
ВБТ-89К– ведущая бурильная труба квадратного сечения (89х89 мм) по 6328.000-00.00.00.ТУ.
Таблица 3.5Kомпоновки низа бурильных колонн (КНБК)
Примечания: 1 При строительстве скважин допускается применение других забойных двигателей, долот и элементов КНБК с учетом технологического опыта бурения наклонно-направленных горизонтальных скважин на месторождениях Среднего Приобья, в соответствии с технологическими регламентами [27] и при выполнении п. 2.2.9 ПБ в НГП [4].
2. Контроль за проводкой ствола скважины в интервале 100-732 м (по стволу) при бурении под кондуктор и в интервале 762-2944м (по стволу) при бурении под эксплуатационную колонну, в интервале 2944-3102 м (по стволу) при бурении пилотного ствола осуществляется с использованием отечественной телеметрической системы СИБ-1.
Контроль за проводкой ствола скважины при бурении под хвостовик осуществляется с использованием телеметрической системы MWD-350 "Sperry-Sun". Для контроля за траекторией ствола скважины при бурении эксплуатационную колонну (в том числе при бурении пилотного ствола) и колонну-хвостовик допускается применение других телесистем при согласовании с Заказчиком.
3. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины, компоновкой последнего долбления, в том числе интервалы набора зенитного угла при бурении и перед спуском колонн прорабатываются компоновокй для набора зенитного угла. При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины. После проработки или шаблонировки производится промывка ствола скважины на забое, до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных (п. 2.7.7.9 "ПБ в НГП" [4]).
4. При замене компоновок (КНБК) или замене опорноцентрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует усилить внимание при СПО бурильной колонны:
4.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.
4.2. Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения их зацепления.
5. При турбинном бурении под эксплуатационную колонну на 2ом участке набора зенитного угла (в том числе при бурении пилотного ствола) и при бурении под колонну-хвостовик допускается при необходимости производить проворот колонны бурильных труб ротором с частотой вращения не более 80 об/мин.
6. Для возможности очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 "Барс" НПП "СибБурМаш" г.Тюмень.
3.5 Выбор типов долот, режимов бурения
Бурение под направление диаметром 324мм в интервале 0-60м – по вертикали и по стволу производится роторным способом при частоте вращения ротора 60-80 об/мин шарошечным долотом III 393,7 М-ЦГВ (КНБК № 1 - табл. 3.15). Осевая нагрузка создается весом инструмента, расход бурового раствора 28,4 л/с.
Бурение под кондуктор диаметром 245мм глубиной спуска по вертикали 700м (732 м - по длине ствола) производится следующим образом:
Углубление вертикального участка 100м производится турбинным способом: шарошечное долото III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201, турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (1 секция) (КНБК № 2 - табл. 3.15).
Набор зенитного угла в интервале 100-232м - по вертикали (100-234м - по стволу) предусматривается производить долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III295,3МСЗ-ГВУ-R201, турбинный отклонитель ТО2-240 (угол перекоса 2 град.) (КНБК № 3 - табл. 3.15).
Углубление на участке стабилизации в интервале 232-700м - по вертикали (234-732м - по стволу) предусматривается производить турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (2 секции) с долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201 (КНБК № 4 - таблица 3.15).Осевая нагрузка при бурении под кондуктор 5-7 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.
При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнего долбления (шаблонируется при отсутствии осложнений), в том числе интервал набора зенитного угла при бурении и перед спуском кондуктора шаблонируется (прорабатывается) компоновкой для набора зенитного угла (КНБК № 3 - табл. 3.15) с долотом III 295,3 М-ГВ, других интервалов (КНБК № 5 -табл. 3.15). Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.