2 Техническая часть. 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины
 Скачать 1.94 Mb.
|
|
2.10.3 Расчет частоты вращения долота Расчет частоты вращения долота приведен в пункте 2.8. 2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов производится в пункте 2.10.2 по формулам (13-20) и заносится в таблицу 27. Таблица 27 - Давление на выкиде буровых насосов
Проектные параметры режима бурения приведены в таблице 28. Таблица 28 – Проектные параметры режима бурения
2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны Исходя из опыта бурения на Правдинском месторождении, предлагаются следующие компоновки бурильной колонны по интервалам бурения. При бурении под направление (0-50 м) Долото 393,7 VU-KLS11TGP-R905; УБТС1 203/З-161; ПК 127х9,2-Е 3. При бурении под кондуктор (50-810 м) Долото 295,3 V-54X-175; Калибратор КЛС-295,3СТ; Турбобур 3ТСШ1-240; Турбинный отклонитель ТО-240; УБТС1 203/З-161; ТБ Д16.Т 147х11; ПК 127х9,2-Е 3. При бурении под эксплуатационную колонну (810-2200 м) Долото 215,9 V-QCN51X-R524; Калибратор 9К-215,9 МС; Турбобур 3ТСШ1-195; УБТС1 178/З-147; ТБ Д16.Т 147х11; ПК 127х9,2-Е 3. При бурении под эксплуатационную колонну (2200-2900 м) Долото 215,9 VU-KNLS54X-R816; Винтовой двигатель Д2-195; УБТС1 178/З-147; ТБ Д16.Т 147х11; ПК 127х9,2-Е 3. Определяются геометрические размеры компоновки бурильного инструмента для каждого интервала [11]. Диаметр бурильных труб  , м определяется по формуле  , (34) где  - диаметр долота, м;(0,6…0,66)- коэффициент 0,6 используется при роторном бурении, а 0,66 для турбинного способа бурения. Диаметр утяжеленных бурильных труб  , м определяется по формуле , (35)Длина утяжеленных бурильных труб  , м определяется по формуле , (36) где  - нагрузка на долото, кН.Длина стальных бурильных труб  , м рассчитывается по формуле , (37)где  -глубина скважины , м; - длина УБТ, м; - длина инструмента от забоя до УБТ, м; , (38)где  -длина турбобура, м -высота долота, м. м.По ГОСТ Р 50278-92 принимаются стальные бурильные трубы группы прочности «Е», диаметром 127 мм, с толщиной стенки 9,2 мм, вес одного метра трубы q=267 Н. Бурильные трубы вместе с ведущей трубой, ЛБТ и УБТС1 составляют бурильную колонну, которая связывает долото и наземное оборудование. Она предназначена для передачи вращения долоту на забое при роторном бурении, подачи под давлением бурового раствора к гидравлическим забойным двигателям и к забою скважины, выполнения ряда технологических операций по отработке и смене долот и ЗД, управлению искривлением ствола. При бурении наряду со стальными применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ). Эти трубы изготавливаются из сплава Д16Т. Эти трубы способствуют более точному управлению искривлением ствола скважины.  м.По ТУ 51-774-77 принимаются сбалансированные утяжеленные бурильные трубы диаметром 178 мм, с толщиной стенки 49,0 мм, вес одного метра трубы q=2133 Н. УБТ представляют собой толстостенные стальные трубы и предназначены для повышения жесткости и веса низа бурильной колонны с целью создания необходимой осевой нагрузки на долото в процессе бурения. Главное отличие УБТС1 от обычных УБТ заключается в том что в УБТС 1 с целью повышения сопротивляемости резьбового соединения изгибу имеются разгружающие зарезьбовые канавки. Изготавливают УБТС1 из стали марок 38ХН3МФА и 40ХН2МА. Ведущая труба предназначена для передачи вращения от привода ротора бурильной колонне. По ТУ 14-3-755-78 принимаем ведущую бурильную трубу ТВПК длиной 26 м со стороной квадрата 140 мм. Интервал 0-810 м (0 – 848 м)  м; м; м.Интервал 810-2200 м ( 848 - 2322 м )  м; м; м;Интервал 2200-2900 м ( 2322 - 3002 м ) м; м; м.Результаты расчета представлены в таблице 29. Далее производится расчет бурильной колонны на прочность [11]. При турбинном бурении бурильная колонна рассчитывается на растяжение  , МПа по формуле , (39)где Кд - коэффициент динамичности; Fтл - площадь поперечного сечения тела трубы, м2;  , (40)где  - соответственно, наружный и внутренний диаметр ПК, м;bn - коэффициент, учитывающий Архимедову силу, bn = 0,85;  - площадь поперечного сечения канала труб, м2; . (41)После расчета колонны на прочность проверяем выполнения условия  , (42)где т = 55,2 МПа - предел текучести, рассчитываемых на прочность труб; К3 = 1,5 - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойным двигателем; До глубины 2200 м бурение ведется с применением ГЗД, ПК 127х9,2-Е 3, а до глубины 2900 м – ВЗД и ПК 127х9,2-Е 3. Расчет до глубины 2200 м. Предварительно по ГОСТ Р 50278-92 принимаются стальные бурильные трубы группы прочности «Е», диаметром 127 мм, с толщиной стенки 9,2 мм.   МПа,  МПа, 19,1 ≤  , 19,1 ≤ 25,3Условие прочности выполняется. Следовательно, бурение производится на бурильных трубах ПК 127х9,2-Е 3 группы прочности «Е». Расчет до глубины 2900 м. Предварительно по ГОСТ Р 50278-92 принимаются стальные бурильные трубы группы прочности «Е», диаметром 127 мм, с толщиной стенки 9,2 мм.   МПа,  МПа, 22,7 ≤ , 22,7 ≤ 25,3Условие прочности выполняется. Следовательно, бурение производится на бурильных трубах ПК 127х9,2-Е 3 группы прочности «Е». Принятые компоновки бурового инструмента по интервалам бурения приведены в таблице 30. Таблица 29 - Характеристика компоновок низа бурильной колонны
Таблица 30 - Параметры поинтервальных компоновок бурильной колонны
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||