Смекни!
smekni.com

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, то

необходимо 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

УБТ = 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)

ЛБТ = 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

сум

Следовательно 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;