Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:

 

V=V_П+V_Р+а*V_C,

 

где V_П – объем приемных емкостей буровых установки V_П =50м³,

V_Р – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,

а – коэффициент запаса раствора,

V_C – объем скважины.

 

V_Р = n * l,

 

где n = 0, 15м³/м – норма расхода бурового раствра,

l – длинна интервала.

V_C = 0, 785*(D_C*k_к)²*l,

где – D_C – диаметр ствола скважины,

k_к – коэффициент кавернозности k_к = 1, 3.

Интервал 0–550:

V_Р.К. = 0, 15 * 550 = 82, 5 м³;

V_C.К. = 0, 785*(0, 2953*1, 3)²*550 = 63, 3 м³;

V_К = 50 + 82, 5 + 1, 5 * 63, 3 = 227, 5 м³.

При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:

V_Р.ЭК. = 0, 15*(1300-550) = 112, 5 м³;

V_C.ЭК. = 0, 785*(0, 2953*1, 3)²*750 = 86, 8 м³;

V_ЭК = 50 + 112, 5 + 1, 5 * 86, 8 = 292, 7 м³.

Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м³ глинистого раствора определяем по формуле:

 

 

где r_гл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м³;

r_в – плотность воды, равная 1000 кг/м³;

 m – влажность глинопоршка, равная 0, 05.

Количество воды для приготовления 1м³ глинистого раствора:

 

 

где r_р – плотность раствора.

Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала:

 

 

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.

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.

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

 

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: