Тема ВКР. ДИПЛОМ (1) (1) (1). Групповой технический проект на строительство разведочных скважин 1440114413 Иктехской площади
![]()
|
Примечание: увеличение плотности бурового раствора связано с наличием пластов каменной соли в чарской свите, верхетолбачанскойподсвите и юрегинской свите. [5] 2.6. Технологические условия бурения Бурение скважин предусматривается вести от 0 до 250 м - роторным способом; от 250 до 780 м - 3-х секционным турбобуром ЗТСШ-240; от 780 до 2300 м - ротором. В интервалах 1650-1660 м; 1670-1680 м; 1705-1715 м предусматривается отбор керна бурголовкой К-187,3/80 ТКЗ с последующей расширкой ствола скважины долотом Ø269,9 мм. При бурении скважин предусматривается следующая компоновка бурильного инструмента: 1) Под удлиненное направление - долото Ø 490 мм, УБТС-1-229 мм - 25 м, УБТ-177,8 мм - 25 м; 2) Под кондуктор - долото Ø393,7 мм, УБТС-1-229 мм - 25 м, УБТ-177,8 мм, бурильные трубы Ø114,3 мм, δ=9,56 мм, G-105; 3) Под промежуточную колонну: 1. При бурении турбобуром - долото Ø269,9 мм, турбобур, УБТС-1-229 мм - 25 м, УБТ-177,8 мм, бурильные трубы Ø114,3 мм, δ=8,56 мм, G-105; 2. При бурении ротором - долото Ø269,9 мм, УБТС-1-229 мм - 25 м, УБТ-177,8 мм, бурильные трубы Ø114,3 мм, 5=8,56 мм, G-105; 3. При бурении с отбором керна в интервалах 1650-1660 м; 1670-1680 м; 1705-1715 м: бурголовка Ø187,3/80; УБТ Ø165,1 мм, бурильные трубы Ø114,3 мм, δ =8,56 мм, G-105; 4. При расширении ствола скважины: долото Ø269,9 мм,УБТС-1-229 мм - 25 м, УБТ-177,8 мм, бурильные трубы Ø114,3 мм, δ =8,56 мм, G-105; 4) Под эксплуатационную колонну - долото Ø190,5 мм (Ø187,3/80) УБТ-165,1 мм, бурильные трубы Ø114,3 мм, δ =8,56 мм, G-105; Примечание: - Согласно «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин», г. Куйбышев, 1981 г., с целью обеспечения плавного перехода в КНБК предусматривается установка УБТ 146 мм - 10 м в интервалах 50-250 м, 250-1730 м, 1730-2300 м. - Согласно данным обработки долот на данной площади при оптимальных режимах бурения рекомендуются следующие нагрузки по интервалам бурения: A) под удлиненное направление - с «навеса» Б) подкондуктор - 12 т. B) под промежуточную колонну: при бурении турбобуром - 28 т при бурении ротором - 24 т при отборе керна -10т Г) под эксплуатационную колонну: при бурении ротором - 20 т при отборе керна -10т 2.7. Расчет бурильной колонны на прочность Для создания нагрузки на долото, обеспечивающей максимальную скорость, производим расчет необходимой длины УБТ. Длину УБТ определим из выражения: [5] hубт= ![]() Где: Рдоп - допустимая нагрузка на долото, кгс; qубт-масса 1 п.метра УБТ, кгс; G - масса забойного двигателя, кгс. а) Интервал 0-50 м. При бурении данного интервала в компоновку включаем 25 м УБТС-1-229 мм и УБТ-177,8 мм - 25м. б) Интервал 50-250 м. В данном интервале при придания стволу скважины вертикального направления в компоновку включаем 25 м УБТС-1-229 мм. С целью плавного перехода между УБТ-177,8 мм и бурильными трубами Ø114,3 мм устанавливается 10 м УБТ-146 мм. һубт = ![]() В компоновку включаем 44 м УБТ-177,8 мм. Qубт= 165,0 •44 + 25• 273,4 + 10 • 97,6 = 15071 кг «Инструкции по расчету бурильных колонн», Ркр=5760кгс, т.е. Qубт>Pкр, поэтому в КНБК включаются промежуточные опоры для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважин: [5] lo= 25 ма = 23,5 м m= ![]() Опоры не устанавливаются. в) Интервал 250-1730 м. 1) При бурении турбобуром (250-780 м) һубт = ![]() В компоновку включаем 129 м УБТ-177,8 мм. Qубт= 25 • 273,4 + 10• 97,6 + 165,0 •129 = 29096 кг Ркр=5760 кгс lo = 25 м а = 33 м m= ![]() Устанавливаются 3 опоры ОП-269. 2) При бурении ротором (780-1730 м) һубт = ![]() В компоновку включаем 134 м УБТ-177,8 мм. Qубт= 25 • 273,4 + 10 • 97,6 = 7811 кгс Ркр=5760 кгс lo= 25 м а = 33 м m= ![]() Устанавливаются 2 опоры ОП-269. 3) При бурение с отборном керна. Отбор керна производится снарядом «Недра» с применением бурголовки К-187,3/80 ТКЗ с последующей расширкой долотом Ø269,9 мм. һубт = ![]() В компоновке предусматривается установка УБТ-165,1 мм - 83 м и УБТ-146 мм - 10 м. Qубт= 10·97,6 + 138,2·83 = 12447 кгс Ркр=4050 кгсlo = 21,5 м а = 25 м m= ![]() Устанавливается 1 опора ОП-190. г) Интервал 1730-2300 м. 1) При бурении ротором: һубт = ![]() В компоновку включаем 174 м УБТ-165,1 мм. Qубт= 10·97,6 + 138,2·174 = 25023кгс Ркр=4050 кгсlo = 21,5 м а = 25 м m= ![]() Устанавливается 6 опор ОП-190. 2) При бурении с отборном керна: һубт = ![]() В компоновку включаем 83 м УБТ-165,1 мм. Qубт= 10·97,6 + 138,2·83 = 12447 кгс Ркр=4050 кгсlo = 21,5 м а = 25 м m= ![]() Устанавливается 1 опора ОП-190. 2.8. Расчет прочности бурильных труб при роторном способе бурения Ввиду того, что бурения под эксплуатационную колонну производится ротором и эти условия являются наихудшими для колонны бурильных труб, поэтому производится расчет на прочность для роторного способа бурения. Исходные данные: Глубина бурения - 2300 м Способ бурения - роторный Диаметр бурильных труб - 114,3 мм, δ=8,56 мм, G-105 Длина УБТ-165,1 мм - 174 м, УБТ-146 мм - 10 м Осевая нагрузка на долото - 20 т Скорость вращения стола ротора, Кр=60 об/мин Плотность материала труб ρм=7,85 г/см Плотность промывочной жидкости ρж=1,22 г/см Коэффициент запаса прочности n=1,45 Перепад давления на долоте Р0=64 кг/см Коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, К=1,15 Определим запас прочности труб при использовании приближенной формулы: ![]() Где: δт - предел текучести материала труб. Для труб, изготовленных из стали группы прочности G-105. δт - 9490 кгс/см («инструкция по расчету бурильных колонн»); ![]() ![]() ![]() Определим длину труб Ø114,3 мм: Һ= 2300 - 184 = 2116 м вес бурильных труб, Q6: Q6= 2116·26,4 = 55862 кг Вес 1 метра трубы - 26,4 кг («инструкция по расчету бурильных колонн»). Вес УБТ: ![]() ![]() ![]() Fk= 76,3 см2 Fт= 28,43 см2 - площадь поперечного сечения труб ![]() ![]() Коэффициент запаса прочности: n= ![]() (3,1>1,45) Вес бурильной колонны с учетом веса УБТ и бурильных труб: G = Q+ Qубт= 25023 + 55862 = 80885 кг 2.9. Компоновка бурильных колонн Таблица №7.
2.10. Расчет насосно-компрессорных труб Диаметр трубы - 73 мм (гладкие) Толщина стенки - 5,5 мм Масса 1 м трубы с муфтой - 9,44 кг Предельно-допустимая длина подвески труб определяется из выражения: ![]() где: ![]() К=1,5 - коэффициент запаса прочности. ![]() Трубы из стали прочности «Д» устанавливаются в интервале 2300-223 м ![]() Трубы прочности «К» устанавливаются в интервале 223-0 м Вес колонны: 9,44·2300 = 27,7 тн Внутреннее давление для выбранных НКТ составит: - 573 кгс/см2 Запас прочности: К = ![]() Насосно-компрессорные трубы. Таблица №8
|