1. Геологическая часть физикогеографическая харатеристика района

Название	1. Геологическая часть физикогеографическая харатеристика района
Дата	15.05.2023
Размер	122.37 Kb.
Формат файла
Имя файла	Burenie.docx
Тип	Документы #1132689
страница	3 из 5

1 2 3 4 5

Выбор способа бурения скважины

Таблица 11 – Рекомендации по выбору способа бурения скважины

Исходная информация	Способ бурения
Исходная информация	Роторный	ГЗД	Электробуром
Глубина Н, м:
≤3500	+	+	+
3500-4200	+	-	+
>4200	+	-	-
Забойная температура Т_заб, ^оС:
<140	+	+	+
>140	+	-	-
Профиль ствола скважины:
Вертикальный	+	+	+
Наклонно-направленный, горизонтальный	-	+	+
Тип циркулирующего агента:
-Буровой раствор плотностью, кг/м³
≤1700-1800	+	+	+
≥1700-1800	+	-	+
-Степень аэрации
Высокая	+	-	+
Низкая	+	+	+
Газы, пена	+	-	-
Примечание. Знаки «+» и «–» соответствуют рекомендуемым и не рекомендуемым областям применения.

Исходя из рекомендаций по выбору способа бурения, принимается решение о роторном способе бурения скважины.
Выбор породоразрушающего инструмента

Интервал, м	Категория по твердости	Выбранное долото
0-100	С (мерзлые)	III 444,5 С-ГАУ
100-500	С	III 320,0 С-ГАУ
500-3279	С	III 222,3 С-ГАУ
3279-3329	С	III 139,7 С-ГАУ

Проектирование режимно-технологических параметров бурения

Осевая нагрузка на долото определяется по следующей формуле:

(14)

где

- удельная нагрузка на единицу диаметра рассматриваемого долота;

– диаметр долота, мм.

В таблице 13 приведены значения удельной нагрузки на долото в зависимости от класса буримости горной породы.

Таблица 13. Рекомендуемые значения удельной нагрузки на долото

Горные породы	, кН/мм
Весьма мягкие	< 0.2
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками пород средней твердости и твердых	0.2-0.5
Породы средней твердости с прослойками твердых	0.5-1.0
Твердые породы	1.0-1.5
Крепкие и очень крепкие породы	> 1.5

Осевые нагрузки на долота:

Частота вращения ротора подобрана из рекомендованных значений в зависимости от глубины разбуриваемого интервала:

Расход промывочной жидкости Q выбирается исходя из условий обеспечения эффективной очистки забоя от разбуренной породы и удаления ее частиц из ствола скважины.

Минимально необходимый расход определяется по формуле:

(15)

где

- удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя (при роторном бурении

;

– площадь забоя.

Расход, обеспечивающий вынос шлама должен иметь такую скорость восходящего п,отока, которая превышает скорость падения твердых частиц. При бурении на глинистом или минерализованном растворе

. Расход, обеспечивающий вынос шлама, рассчитывается по формуле:

(16)

где

– диаметр буровой трубы, определяемый из соотношения

(17)

Диаметры утяжеленных бурильных труб (УБТ):

Направление:

Кондуктор:

Эксплуатационная:

Хвостовик:

Расход, обеспечивающий вынос шлама:

Полученные данные представлены в таблице 14, в качестве исходного расхода выбран наибольший из двух рассчитанных.

Таблица 14. Режимно-технологические параметры бурения

Интервал, м	Колонна	P_д, кН	n, мин^-1	Q, л/с
0-60	Направление		90	9,31
60-1472	Кондуктор		90	45,6
1472-2100	Эксплуатационная	111,2	90	23,3
2100-2430	Хвостовик	69,9	60	9,2

Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб

Длина комплекта одноступенчатого УБТ определяется из условия:

(18)

где

– осевая нагрузка, Н;

– масса 1 м УБТ, кг;

– плотность соответственно бурового раствора и материала труб, кг/м³.

Для направления:

По СТ СЭВ 1385-78 выберем табличные значения:

𝐷_УБТ= 279,4 мм,

𝑑_вн= 76,2 мм,

𝑞 = 444,8 кг,

𝑙_УБТ= 9,15 м.

Число УБТ в колонне:

Потребуются 10 труб.

Длина УБТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (теоретическая):

Число БТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (действительная):

Для кондуктора:

По СТ СЭВ 1385-78 выберем табличные значения:

𝐷_УБТ= 228,6 мм,

𝑑_вн= 71,4 мм,

𝑞 = 273,2 кг,

𝑙_УБТ= 9,15 м.

Число УБТ в колонне:

Для бурения под хвостовик в колонне по расчетам потребуются 10 труб.

Длина УБТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (теоретическая):

Число БТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (действительная):

Для эксплуатационной колонны:

По СТ СЭВ 1385-78 выберем табличные значения:

𝐷_УБТ= 177,8 мм,

𝑑_вн= 71,4 мм,

𝑞 = 163,7 кг,

𝑙_УБТ= 9,15 м.

Число УБТ в колонне:

Для бурения под хвостовик в колонне по расчетам потребуются 11 труб.

Длина УБТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (теоретическая):

Число БТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (действительная):

Для хвостовика:

По СТ СЭВ 1385-78 выберем табличные значения:

𝐷_УБТ= 104,8 мм,

𝑑_вн= 50,3 мм,

𝑞 = 52,1 кг,

𝑙_УБТ= 9,15 м.

Число УБТ в колонне:

Для бурения под хвостовик в колонне по расчетам потребуются 21 труба.

Длина УБТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (теоретическая):

Число БТ в колонне:

Длина колонны бурильных труб (действительная):

Компоновка бурильной колонны представлена в таблице 15.

Таблица 15. Расчет компоновки бурильной колонны

Интервал, м	Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм	Диаметр БТ, мм	Типоразмер БТ	Длина УБТ, м	Длина БТ, м
Направление	444,5	279,4	73,0	ТБПВ 73х8	91,5	12
Кондуктор	311,2	228,6	73,0		91,5	420
Эксплуатационная	222,3	177,8	73,0		100,65	3180
Хвостовик	139,7	152,4	73,0		192,15	3144

1. Расчет бурильной колонны при подъеме из скважины.

Наибольшее усилие растяжения, возникающее в момент подъема бурильной колонны из скважины:

(19)

где

– вес долота, Н;

– усилие затяжки инструмента при подъеме (составляет 1∙10⁵ Н); p - давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (для насоса УНБТ-600-2 p = 25 МПа), Па;

диаметр проходного отверстия трубы, м.

.

Условие прочности трубы при растяжении:

(20)

где -

- предел прочности материала труб (табличное значение), МПа;

– наружный диаметр БТ, м;

– внутренний диаметр БТ, м.

1 2 3 4 5