Евгений Дипломная работа (2). 1 Утверждена приказом по университету от

• Название: 1 Утверждена приказом по университету от
• Дата: 23.05.2023
• Размер: 2.32 Mb.
• Имя файла: Евгений Дипломная работа (2).docx
• Тип: Программа; #1154201
• страница: 15 из 34

Q₀  324,8*8  72*163,1 8*146,8  13242кгс.

Интервал 900–2653 м:
Q₀  163,1*120  8*146,1  20740кгс.
Интервал 2653–2665 м:

Q₀  163,1* 64  8*146,1  11607кгс.

Интервал 2665–2690 м:
Q₀  163,1*168  8*146,1  28570кгс.

Общий вес КНБК в скважине рассчитывается по формуле 2.32:

Q  (Q

 Q)*(1 ^ж_{ 0}).
(2.32)

КН ЗД

0
Тогда для интервала 0–20 м:

^QКН

 (8179)*(1^{1, 06} _7,85)  7074кгс;

Интервал 20–900 м:

^QКН
 (13242) *(1^{1, 2} _7,85)  11217кгс;

Интервал 900–2653 м:

^QКН

 (1036  20740)*(1^{1, 26} _7,85)  18280кгс;

Интервал 2653–2665 м:

^QКН

 (1036 11607)*(1^{1, 26}_7,85)  10614кгс;

Интервал 2665–2690 м:

^QКН

 (1036  28570)*(1^{1, 26}_7,85)  24854кгс;

Общая длина КНБК рассчитывается по формуле 2.33:

^lКН

Тогда для интервала 0–20 м:

 l₀  l_зд.

(2.33)

Интервал 20–900 м:

Интервал 900–2653 м:

^lКН
^lКН

 24м.

 88м.

^lКН

Интервал 2653–2665 м:

^lКН

Интервал 2665–2690 м:

 128  6, 98  135м.

 72  6, 98  79м.

^lКН

 176  6, 98  183м.

• 
  УБТ 241-71Д при σ_т=38 кгс/мм², μ^’=0,10 (смазка Р-416) 3270–4450 кгс∙м;
  
• 
  УБТ 178-71Д при σ_т=38 кгс/мм², μ^’=0,10 (смазка Р-416) 1910–2520 кгс∙м;
  
• 
  УБТ 165-71Д при σ_т=38 кгс/мм², μ^’=0,10 (смазка Р-416) 1870–2440 кгс∙м.
  

Проектирование колонны бурильных труб заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную КБТ принимается такая, для которой вес минимален и максимально используются трубы низких групп прочности.

Длина первой секции бурильных труб, устанавливающаяся над УБТ принимается 250 м и должна проектироваться из труб как возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ).

Поэтому для этой секции принимаются трубы ТБПК-127х9,2 с группой прочности Д. Эти трубы исключают главные недостатков труб ТБВ и ТБН, ТБВК и ТБНК, кроме того, в них существенно меньше гидравлические потери, что особенно важно при бурении ГЗД.

Допускаемое наружное избыточное давление для данной трубы составляет, формула 2.35:

Р_н P_кр/ n,

(2.35)

где Р_кр – критическое наружное давление, кгс/мм², Р_кр=3,92 кгс/мм²; n=1,15 – нормативный запас для наружного избыточного давления.


н
Р 3,92/1,15  3,41кгс/ мм².
Что выше действующего наружного избыточного давления.

Так как длина первой секции задана 250 м, проверяется выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя.

Q  q*l*(1 ^ж_ ),

(2.36)

Бi i i

i

где Q_Бi – вес i-ой секции КБТ, кгс; l_i – длина i-ой секции БТ, м; _ж – удельный вес промывочной жидкости, гс/см³; γ_i – приведённый удельный вес трубы i-ой секции, гс/см³; q_i – приведенный вес 1м тубы i-ой секции, кгс/м.

^QБi

 31, 22* 250*(1^{1, 2} _7,85)  6711кгс.

На вертикальном участке профиля растягивающая нагрузка Q_р определяется по формуле (2.37):

_m

Q_р k*(_Q_Бi Q_кн)  p* F_k,

i1

(2.37)

где к – коэффициент учитывающий силы трения, силы инерции, силы сопротивления промывочной жидкости, к = 1,15; р – перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс; F_к – площадь поперечного сечения канала трубы, мм², F_к=9263 мм² (для труб 1-ой секции); m – порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ; Q_Бi – вес i-ой секции КБТ, кгс; Q_КН – вес КНБК, кгс.

Q_р1,15*(671118280)  0,3*9263  31519кгс.

Значение σ_Р рассчитывается по формуле (2.38):

 _р Q_р/ F,


(2.38)

где F – площадь поперечного сечения тела трубы, мм² (для бурильных труб первой секции F=3405 мм²).


р
^{  31519 / 3405  9, 2кгс/ мм2} .

Допускаемое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по следующей формуле (2.39):

   _Т/ n,

(2.39)

где  – допускаемое напряжение, кгс/мм²; _т – предел текучести

материала труб. Для труб группы прочности Д _т=38 кгс/мм²; n – нормативный запас прочности, n = 1,4.

^{   38/1,4  27,1кгс/ мм2} . 9,2 кгс/мм²< 27,1 кгс/мм²,

следовательно, условие прочности на статическое нагружение выполняется.

Фактический запас прочности составляет:

n 38 / 9, 2  4,1_.

Фактический запас прочности превосходит нормативный.

Допустимые избыточное наружное Р_н и внутреннее Р_в давления на тело трубы составляют:

𝑃_н <

^𝑃кр

_𝑛 ,

𝑃_в

< ^𝑃𝑚,

𝑛

где Р_кр – критическое наружное давление, кгс/мм², Р_кр=3,29 кгс/мм²; Р_m – предельное внутреннее давление, кгс/мм², Рm=4,65 кгс/мм²; n – нормативный запас прочности, n=1,15.

3,29

𝑃_н < _1,15 = 2,86.

4,65

𝑃_в < _1,15 = 4,1.

На основании выполнения условий прочности на статическое нагружение, превышения фактического предела прочности над допустимым, а так же того, что допустимое избыточное нагружение и допустимое внутреннее давление меньше их критических значений делается вывод, что выбранная колонна буровых труб подходит для использования в данных условиях.

Максимальная растягивающая нагрузка Рmax на замки ЗП-178-102 при графитовой смазке равна 268,5 тс, а максимальное растягивающее осевое усилие Q_р в первой секции составляет 31,5 тс.

31,5<286,5

Следовательно, действующие осевые усилия допустимы для замков первой секции бурильных труб.

Для замков ЗП-178-102 при n=1,4 и графитовой смазке крутящий момент свинчивания MЗТ=3672 кгс·м.

Наибольшая глубина спуска первой секции бурильной колонны в клиновом захвате ПКР-Ш8, lk₁ определяется по формуле 2.40:


тк кн m· ж 0
l_к1=( Q^с /n-Q )/(q (1-γ / γ )) (2.40) l_к1=(96300/1,15-18280)/(31,22·(1-1,2/7,85)) = 2475 м;

Допустимая глубина спуска первой секции в клиновом захвате больше ее длины, таким образом, запроектированная колонна бурильных труб отвечает всем предъявляемым требованиям и при заданных условиях обеспечит бурение вертикальной скважины глубиной 2690 м

Калибраторы
Калибратор включается в КНБК над долотом для сохранения номинального диаметра ствола по мере износа долота по диаметру, придания стволу цилиндрической формы. Кроме того, калибратор центрирует КНБК в скважине, что улучшает условия работы долота, забойного двигателя.

Для бурения под направление и кондуктор выбираются лопастные калибраторы с прямыми лопастями, т.к. производится бурение мягких и мягких с прослоями средних пород. Для бурения под эксплуатационную колонну применяется лопастной калибратор со спиральными лопастями, т.к. производится бурение малоабразивных пород средней твердости с прослоями твердых. Спиральные калибраторы образуют полный непрерывный контакт со стенкой скважины, поэтому их применение наиболее рационально в породах средней твердости и твердых.

Выбор калибраторов осуществлялся по диаметру долота и механических свойствах горных пород.

Выбранные калибраторы и их характеристики указаны в таблице 2.9.

Таблица 2.9 – Калибраторы

Тип калибратора	Диаметр, мм	Присоединительная резьба	Диаметр долота, мм	Общая длинна, мм	Масса, кг
КС295,3СТ	295,3	З-152	295,3	873	290
КС215,9СТ	215,9	З-152	215,9	450	61

Значительная длина УБТ приводит к искривлению труб в результате потери их устойчивости, что ухудшает передачу нагрузки на долото, приводит к неравномерному вращению колонны и породоразрушающего инструмента и др. Кроме того, значительная длина УБТ создает большую площадь контакта труб со скважиной, что способствует прихвату колонны под действием дифференциального давления. С целью улучшения работы УБТ, повышения их устойчивости и ограничения площади контакта труб со стенками скважины применяют промежуточные опоры. Форма и размеры опор должны обеспечить ограничение поперечной деформации УБТ, вынос разбуренной породы, наименьший контакт со скважиной. Общая характеристика опоры занесена в таблицу 2.10.

Таблица 2.10 – Опора промежуточная

Шифр	Диаметр, мм		Масса, кг		Длина, мм		Резьба
	наружный	внутренний
ОП-203	203	100		61		400		З-121

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности на буровой должно быть два шаровых крана, один из них рабочий, устанавливаемый под ведущей бурильной трубой, а второй запасной. Краны предназначены для оперативного перекрытия внутреннего канала колонны бурильных труб с целью предотвращения проявления по этому каналу. Основными элементами шарового крана являются корпус, шаровой запорный орган, его седла и уплотнения. Открытие и закрытие крана осуществляется специальным ключом путем поворота запорного органа на 90^o. Выбирается шаровой кран КШ-147, характеристика которого приведена в таблице 2.11.

Таблица 2.11 – Характеристика шарового крана КШ-147

Показатель	КШ-147
Диаметр прохода, мм	70
Давление, МПа: рабочее пробное	70 105
Состав рабочей среды	Буровой раствор, нефть, газ, конденсат и их смеси
Тип управления краном	Ручное
Давление, при котором возможно ручное управление краном без противодавления, МПа	10
Присоединительная резьба	З-147
Грузоподъемность, т	300
Габаритные размеры, мм: диаметр наружный длина	178 500
Масса, кг	60

Для предотвращения проявлений по колонне бурильных труб согласно Правилам безопасности в КНБК должен быть включен обратный клапан, перекрывающий внутреннее пространство бурильных труб в случае обратного перетока флюида (вверх по колонне бурильных труб). Эти клапаны также предотвращают зашламование турбобура в процессе спуска инструмента. Для данных условий бурения выбирается обратный клапан КОБ 155-3-133, характеристика приведена таблице 2.12.

Таблица 2.12 – Характеристика обратного клапана КОБ 155-3-133

Типоразмер клапана	Замковая резьба	Габариты		Масса, кг
		Диаметр, мм	Длина, мм
КОБ 155-3-133	З-133	155	375		43

Переводники предназначены для соединения различных элементов колонны бурильных труб, имеющих разные резьбы по размеру или виду (обе резьбы внутренние или наружные).

Бурильную колонну желательно комплектовать так, чтобы число переводников было минимальным. Обязательно применение так называемого рабочего переводника, включаемого в колонну между шаровым краном и верхней секцией бурильных труб. Нижняя ниппельная резьба этого переводника быстро изнашивается вследствие частого свинчивания при каждом наращивании инструмента. После износа до допустимого предела переводник заменяется. При его отсутствии пришлось бы менять дорогостоящий шаровой кран.

Буровые растворы являются неотъемлемой частью при бурении скважины.

Основными функциями циркулирующего в скважине бурового раствора являются:

1. 
   удаления с забоя частиц разрушенной породы (шлама) и транспортирование (вынос) шлама на поверхность.
   
2. 
   охлаждение породоразрушающего инструмента (ПРИ).
   
3. 
   перенос к ПРИ энергию от буровых насосов.
   

К числу дополнительных функций бурового раствора относятся следующие:

• 
  обеспечение устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважины;
  
• 
  создание равновесия в системе «ствол скважины – пласт», т.е. предупреждение флюидопроявления (поступлений в скважину газа, нефти,
  

воды) и поглощение (ухода бурового раствора из скважины вглубь проницаемых пластов);

• 
  удержание частиц шлама во взвешенном состоянии при остановках циркуляции;
  
• 
  снижение сил трения между контактирующими в скважине поверхностями и их износа.
  

При этом в любых условиях буровой раствор должен удовлетворять еще и целому ряду требовании:

• 
  активизировать процесс разрушения горных пород на забое;
  
• 
  не вызывать коррозии бурового оборудования и инструмента;
  
• 
  максимально сохранять естественную проницаемость продуктивных горизонтов (коллекторские свойства пород);
  
• 
  не искажать геолого-геофезическую информацию;
  

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются исходя из их геологических условий: физико- химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

Опыт бурения на Ярактинском месторождении (как с технологической, так и с экономической точки зрения) показал высокую эффективность от применения полимерглинистого бурового раствора. Данный буровой раствор по сравнению с растворами на нефтяной основе достаточно дешевы, экологически и пожаробезопасен.

Качество раствора оценивается рядом показателей, основными из которых являются: удельный вес, вязкость, фильтрационные свойства, статическое напряжение сдвига, рН и содержание песка.

Плотность буровой промывочной жидкости определяет величину гидростатического давления в скважине. Повышение давления в скважине снижает механическую скорость бурения и проходку на долото, приводит к усиленному поглощению промывочной жидкости в то же время повышение давления на стенки скважины повышает их устойчивость. При бурении скважин значение плотности должно быть минимальным, для получения максимальных показателей бурения, но в то же время должно исключать возможность нефтегазоводопроявлений (НГВП).

Параметры проектируемого бурового раствора представлены в таблице 2.13.

Таблица 2.13 – Параметры проектируемого бурового раствора

Интервал,м		Плотность	СНС, дПа		УВ, с	Фильтрация, см3/30мин	pH
от	до		за	за
		г/см3	1	10
			мин	мин
0	20	1,06	11–35	20–45	55–70	6	8–8,5
20	900	1,2	3–11	5–12	45–60	6	8–9
900	2690	1,26	3–11	5–12	42–55	2–3	8–9