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:

 

V_скв= 0, 785(Д_к^2. L_к + d_Д² (L₂ - L_к) ^. К_к1 + d_Д² ( L_c-L₂₎ ^. К_к2) = 0, 785(0, 2267^2. 690 + 0, 2159^2. (2557 – 690) ^. 1, 7 + 0, 2159² (3180 – 2557) ^. 1, 1)=208 м³

 

где:

Д_к - внутренний диаметр кондуктора, м;

L_к - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L₂ - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К_к2;

L_c - глубина скважины по стволу, м;

d_Д - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

К_к1, К_к2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V_скв= 416 м³.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м³.

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.

 

Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

 

Исходные данные:

1) Скважина наклонно-направленная

2) Профиль четырёх интервальный

3) Глубина скважины по вертикали (Н_с), м 2750

4) Глубина вертикального участка (Н_в), м 200

5) R₁ = 700 м, R₂=2225 м, L=3180 м

6) Диаметр турбобура (Д_т), м 195

7) Вес турбобура (G_m), Н 47900

8) Длина турбобура (ℓ ₁), мм 25700

9) Диаметр долота (Д_д), мм 215, 9

10) Перепад давления в турбобуре (DР_т), МПа 3, 9

11) Плотность бурового раствора (r), кг/м³ 1150

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 Д_бт = 127 мм.

т.к. 0, 71 < 0, 75 ¸ 0, 85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ Æ 159 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 ℓ _кр = 45, 8 м; Р_кр^III =93088, 7 Н

Определяем длину УБТ ℓ ₀,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

ℓ _УБТ = 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

 

 (2.6)

 

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 21, а длина стальных труб 504 м.

Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

ℓ _ЛБТ = Н_скв - ℓ _УБТ - ℓ _СБТ = 3180 – 72 – 504 = 2604 м

принимаем ℓ _ЛБТ = 2616 м (109 свечей).

 

Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

 

Т_в = Т_н ехр(Da× f)+ b × q× ℓ × exp(0.5Da× f)× (cos`a ± f sin`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
		0 0	0	161, 86	200	0, 577
6	0						481, 6

 

Для примера приведём расчёт Т_в для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.

Т_В2-3= 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 s_сум £ [s ], (2.8)

Где

 

 

Исходные данные для расчёта

Р_н = 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2, 1·10¹¹ Па

R₁ = 700

n = 1, 45

s_т = 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.

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: