Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» на тему: «Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгинской площади Ромашкинского месторождении. Назначение скважины разведка . Проектное смещение забоя относительно устья 75.5м. Способ бурения роторно-турбинный. Диаметр эксплуатационной колонны 168мм.» Содержание: 1.Введение. 2.Геолого-технические условия бурения. 3.Исходные данные. 4.Проверочный расчёт расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот. 5.Выбор количества работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок. 6.Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости. 7.Выбор оптимального режима бурения и лучшего из поименных типов долот. 8.Проектирование бурильной колонны. 9.Гидравлический расчет циркуляционной системы. 10 Типы профилей наклонно-направленных скважин и рекомендации по их применению. 11Графические приложения: А) ГТН В) 2--3.Исходные данные Исходные данные к расчетам сведены в табл. 2.1. Таблица 2.1. № пп Наименование параметров Обозначения в формулах Единицы измерения Значение 1 2 3 4 5 1 Глубина бурения скважины L М 1822 11 Глубина залегания кровли продуктивного пласта Lк м 1811 22 Пластовый флюид Нефть 33 Пластовое давление Рпл МПа 15,5 4 4 Глубина залегания подошвы слабого пласта Lп м 858 55 Давление гидроразрыва Рr МПа 21 6 6 Свойства промывочной жидкости: а) плотность б) динамическое напряжение сдвига в) пластическая вязкость ρ τ0 η кг/м3 Па Па·с 1180 8 0,017 77 Марки и количество установленных буровых насосов БРН-1 шт 2 88 Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы - - - - мм мм мм 114 102 100 74 9 9 Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама υк м/с 0,5 110 Интервал обработки долот в скв. 1 и 2 ∆L м 1700-1822 111 Типоразмер отработанных долот в скв. 1 215,9 СЗ-ГАУ 112 Проходка в скв. 1:на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 hд1 hд2 hд3 hд4 hд5 hд6 hд7 hд8 hд9 м м м м м м м м м 78 72 76 74 56 45 52 48 49 113 Время бурения в скв. 1 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9 ч ч ч ч ч ч ч ч ч 17 14 16 14 28 16 24 18 20 114 Типоразмер отработанных долот в скв. 2 215,9 ТЗ-ГНУ 115 Проходка в скв. 2:на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 hд 1 hд 2 hд 3 hд 4 hд 5 hд 6 hд7 hд8 hд9 м м м м м м м м м 78 69 77 76 47 53 46 55 49 116 Время бурения в скв. 2 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9 ч ч ч ч ч ч ч ч ч 17 12 15 14 19 25 16 24 20 117 Частота вращения ротора или тип турбобура 3ТСШ-195 118 Осевая нагрузка Р1 кН 195 119 Подача жидкости Q0 м3 /с 0,027 220 Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны dн м 0,127 Определение совместимых интервалов бурения. Построение совмещённого графика пластовых давлений и давлений гидроразрыва, определение конструкции скважины и плотности бурового раствора для совместимых интервалов бурения Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя – подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь одной точки. При проведении расчетов принимаются, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е. , где - относительное пластовое давление и давление гидроразрыва; - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений: , где - плотность воды; g – ускорение; z – глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствуещего давления. Принять = 1000 , g = 9,81 . Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов удоволетворяют неравенству Где - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; - максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и прдуктивных пластов. и Где и - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины выбрать из таблицы, а принять 0,9. Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной . 1. =1000*9,81*60 = 0,58 МПа 2. = 1000*9,81*360=3,53 МПа 3. = 1000*9,81*600= 5,88 МПа 4. = 1000*9,81*833= 8,17 МПа 5. = 1000*9,81*1154=11,32 МПа 6. = 1000*9,81*1308=12,83МПа 7. = 1000*9,81*1560=15,30МПа 8. = 1000*9,81*1700=16,67 МПа 9. = 1000*9,81*1822=17,87 МПа 1. = 1,1*0,879 =0,966 кг/м 2. = 1,1*0,862 =0,948кг/м 3. = 1,1*0,895 =0,984 кг/м 4. = 1,1*0,913 =0,995 кг/м 5. = 1,05*0,937 =1,004кг/м 6. = 1,05*0,971 =1.019 кг/м 7. = 1,05*0,983=1.032 кг/м 8. = 1,05*0,989 =1.038 кг/м 9. = 1,05*0,953=1.000 кг/м 1. =0,9*1,387= 1,248кг/м 2. =0,9*1,390= 1,251кг/м 3. =0,9*1,471 =1,323 кг/м 4. =0,9*1,442 = 1,297 кг/м 5. =0,9*1,62= 1,458 кг/м 6. =0,9*1,326 = 1,193кг/м 7. =0,9*1,471= 1,323кг/м 8. =0,9*1,381 = 1,242 кг/м 9. =0,9*1,400 = 1,260кг/м 1. =0,879+1,5/0,58=3.46 г/см3 2. =0,862+1,5/3.53=1,286 г/см3 3. =0,895+1,5/5.88=1,150 г/см3 4. =0,913+1,5/8.17=1,096г/см3 5. =0,937+2,5/11.32=1,157г/см3 6. =0,971+2,5/12.83=1,165см3 7. =0,983+2,5/15,30=1,146г/см3 8. =0,989+2,5/16.67=1,122г/см3 9. =0,953+2,5/17,87=1,138 г /см3 № интервала 1 0,58 0,879 1,1 0.966 3.46 1,5 1.248 2 3.53 0,862 1,1 0.948 1,286 1,5 1,251 3 5.88 0,895 1,1 0.984 1,150 1,5 1.323 4 5 6 7 8 9 8.17 11.32 12.83 15,30 16.67 17.87 0,913 0,937 0,971 0,983 0,989 0,953 1,1 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 0.995 1.004 1,019 1,032 1,038 1,000 1,096 1.157 1,165 1,146 1,122 1,138 1,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 1.297 1,458 1,193 1,323 1,242 1,260 4. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот. Для роторного способа 0-60м. В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной жидкости υп = 0,48 м/с. по формуле (4.1): Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): Сравнивая значения Q1 и Q2 с фактическим расходом жидкости Q0 = 0,032 м3 /с в скв. 1 и 2, видим, что он не удовлетворяет условию (4.3): Q0 = 0,032 м3 /с ≥ max Q1 = 0,085 м3 /с . Поэтому расход Q0 принимаем равным 0,085 м3 /с. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. Найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке. Для ГЗД 60-360 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,027 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): Сравнивая значения Q1 и Q2 с фактическим расходом жидкости Q0 = 0,027 м3 /с в скв. 1 и 2, видим, что он не удовлетворяет условию (4.3): Q0 = 0,028 м3 /с ≥ maxQ1 = 0,047 м3 /с Поэтому расход Q0 принимаем равным 0,047 м3 /с. Проверим соответствие плотности жидкости, примененной в скв. 1 и 2, требованиям правил безопасности по формуле (4.4): 1257 кг/м3 что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах. Для ГЗД 360-600 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. 1211 кг/м3 что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах. Для ГЗД 600-833 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. 1319 кг/м3 найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке. Для ГЗД 833-1154 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. 1071,6кг/м3 найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке. Для ГЗД 1154-1308 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. 985,9 кг/м3 найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке. Для ГЗД 1308-1560 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. 1126 кг/м3 что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах. Для ГЗД 1560-1700 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. По формуле 4.4. 992,6 кг/м3 найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке. Для ГЗД 1700-1822 С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υк = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1): 0,012 (м3 /с) Здесь диаметр скважины dс для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота. Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2): В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q0 = 0,028 м3 /с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы: Q0 = 0,026 м3 /с > max { Q1 = 0,012 м3 /с; Q2 = 0.026 м3 /с}. Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности. 1235 кг/м3 что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах. 4. Выбор числа работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок Для роторного способа 0 - 60 Подача насосов определяется по формуле где m – коэффициент наполнения; Q-подача насоса при данном диаметре втулок (m=1); м3 /с n- число насосов . Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,060 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1 при втулках диаметром 150 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,8 · 2,0 ∙ 0,0509 = 0,056 < 0,060 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,060 м3 /с Для ГЗД 60-360 Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,9 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,06 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 2,0 ∙ 0,0455 = 0,041 < 0,047 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,047м3 /с. Для ГЗД 360-600 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,048 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 2,0 ∙ 0,0223 = 0,040 < 0,048 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,048 м3 /с. Для ГЗД 360-833 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0279 < 0,028 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м3 /с. Для ГЗД 833-1154 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м3 /с. Для ГЗД 1154-1308 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м3 /с. Для ГЗД 1308-1560 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м3 /с. Для ГЗД 1560-1700 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м3 /с. Для ГЗД 1700-1822 Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м3 /с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит: Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м3 /с Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м3 /с. 6.Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости. В разрезе выделяются интервалы бурения скважин шарошечными долотами одинакового диаметра. Интервалы одинаковой буримости уточняются согласно механическим скоростям бурения. Последние даны в ГТН на строительство скважины. Таблица 2.1 Работа долот Интервал работ по стволу Диаметр долота, мм Скорость, м/ч ρ, кг/м3 Q, м3 /с 0-60 393,9 7-10 1039 0,060 60-360 295,3 18-20 1257 0,047 360-600 215,9 18-20 1211 0,048 600-833 215,9 18-20 1319 0.026 833-1154 215,9 18-20 1071.6 0,026 1154-1308 10-15 985.9 1308-1560 215,9 10-15 1275 0,026 1560-1700 215,9 18-20 992.6 0,026 1700-1822 215,9 18-20 1235 0.026 Скважина 1. Скважина 2. Глубина, Н, м Время бурения, t, м Глубина, Н, м Время бурения, t, м 1822 5 1835 35,3 1800 18 1826 26,8 1785 38 1797 15,5 1767 94 1763 9 8 1745 26 1735 17,5 1723 20 1692 42,6 На рис. 1(скважина 1, скважина 2) с координатами «глубина скважины Н – время бурения t» наносим согласно исходным данным результаты отработки долот в каждом рейсе в скв. 1 и 2. Таблица 6.1 На рис. 1 с координатами «глубина скважины Н – время механического бурения t» наносим согласно исходным данным результаты отработки долот в каждом рейсе в скважине 1 и 2. Излом линейной зависимости соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью. Излом линейной зависимости hд = hд · (tб ) в обеих скважинах соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью. Проверим результаты графического разделения интервала на пачки с помощью методики Д.А. Родионова. Согласно исходным данным составляем ряд значений средних за рейс механических скоростей проходки υм в порядке их последовательности при бурении скв. 1 и 2. Каждый ряд из 5 значений механической скорости строим по формуле Скважина 1. Глубина, Н, м Время бурения, t, ч 1822 5 1800 18 1785 38 1767 94 1745 26 1723 20 υм1 = 60 м/ч; υм4 = 2,12 м/ч; υм7 = 5,26 м/ч υм2 = 16,6 м/ч; υм5 = 3,846 м/ч; υм3 = 6,3 м/ч; υм6 = 10 м/ч Для первого ряда скоростей υм в скв. 1 находим величину М по формуле Для первого рейса (n= 1) долота в анализируемом ряду Для второго рейса Для третьего рейса Для четвертого рейса Для пятого рейса Для шестого рейса В результате расчетов:y1 =1,509; y2 =2,269; у3 =3,262; у4 = 0,561; у5 =0,271 У6 =0,3159 Скважина 2. Глубина, Н, м Время бурения, t, м 1835 35,3 1826 26,8 1797 15,5 1763 9 8 1735 17,5 1692 42,6 В скв. 2: υм1 = 8,5 м/ч; υм4 = 3 м/ч; υм2 = 17,01 м/ч; υм5 = 12,57 м/ч. υм3 = 18,96 м/ч; υм6 =3 После проведения аналогичных вычислений по формуле (4.6) для второго ряда скоростей в скв. 2 получим: Для первого рейса (n= 1) долота в анализируемом ряду Для второго рейса Для третьего рейса Для четвертого рейса Для пятого рейса у1 = 0,027; у2 = 0,085; у3 = 0,623; у4 =0,124 ; у5 =0,377 Максимальные значения функции у для ряда скоростей по скв. 1 и 2 имеют место при К = 3 и соответственно равны у3 = 3,262 и у3 =0,623. Они подтверждают результаты произведенного выше графического разделения разреза на два участка пород одинаковой буримости. Анализируя табличные данные, объединяя интервалы с одинаковой механической скоростью и одинаковым диаметром долота, можно выделить 6 интервалов одинаковой буримости. Таблица 2.2 № п/п Интервал одинаковой буримости Способ бурения Диаметр долота, мм 1 0-60 роторный 394 2 60-360 турбинный 295,3 3 360-600 турбинный 215,9 4 600-833 турбинный 215,9 5 833-1154 турбинный 215,9 6 1154-1308 турбинный 215,9 7 1308-1560 турбинный 215,9 8 1560-1700 турбинный 215,9 9 1700-1822 турбинный 215,9 7.Выбор оптимального режима бурения и лучшего из поименных типов долот Рассмотрим задачу для нижнего интервала пород одинаковой буримости 1700-1822 м, пробуренного в скв. 1 и скв. 2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Рд = 195 кН и частоте его вращения nд = 450 об/мин. В скв. 1 были отработаны долота 215,9 СЗ ГАУ R-437, а скв. 2 – 215,9 ТЗ-ГАУ. Согласно информации, взятой из карточек отработки долот, определим в интервале средние арифметические значения проходки на долото hд , стойкости долота tб и механической скорости проходки υм . Скв. 1, нижняя пачка Чтобы найти адаптационные коэффициенты по формулам: , принимаем частоту вращения долот 215,9 СЗ-ГАУ и 215,9 ТЗ-ГАУ по табл.n = 450 об/мин. Скв. 2, нижняя пачка, Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот в скв. 1 и 2. При этой нагрузке частота вращения долот не должна превышать значения, найденного по формуле: где Рд min , Рд max – минимальная и максимальная нагрузка на долото; nmin , nmax - минимальная и максимальная частота вращения долота. Примем следующие значения постоянных в формуле где III 215,9 СЗ ГАУ R-437: Св = 4375 руб/ч, tсп =29,1 ч, Сд = 135000 руб, III 215,9 ТЗ-ГАУ: Сд = 120000 руб, tв =0,9 ч. С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С. Скв. 2, долото нижняя пачка 215,9Т3-ГАУ: При наиболее эффективных параметрах режима бурения Рд = 175 кН и n = 444 об/мин минимальная стоимость одного метра будет: Скв. 1, нижняя пачка долото III 215,9 СЗ-ГАУ: При наиболее эффективных параметрах Рд = 175 кН и n = 444 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом III 215,9 СЗ ГАУ R-437 больше, чем долотом III 215,9 ТЗ-ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1700-1822м. Найдем прогнозируемые показатели отработки долотIII 215,9 СЗ-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III215,9Т3-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения Результаты расчетов сводим в табл. 5.1. Таблица 7.1 Интервал одинако-вой бури-мости, м Конкурирующие типы долот Оптимальный режим Прогнозируемые показатели работы долота Рациональный тип долота Рд , кН nд , об/ мин hд , м tб , ч υм , м/ч с, руб/м 1700-1822 215,9 СЗ-ГАУ R-437 215,9 ТЗ-ГАУ 175 175 444 444 305 610 43,7 85,97 6,97 7,09 1935,3 1734,6 215,9 ТЗ-ГАУ R-437 8. Проектирование бурильной колонны 8.1Расчет колонны УБТ . 1)Интервал 0-60м-для роторного способа Расчет компоновки КНБК. Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: м Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 2)Интервал 60-360м-для ГЗД В отличие от роторного способа бурения колонны рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 3)Интервал 360-600м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 4)Интервал 600-833м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 5)Интервал 833-1154м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 6)Интервал 1154-1308м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 7)Интервал 1308-1560м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 8)Интервал 1560-1700м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1): dубт(1) = С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м. По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м. Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб: Dнк = dн = 0,140 м. Наружный диаметр УБТ выбраны правильно. Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».. Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН: Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6): Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7): м 8.2 Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность. 1)Интервал 0-60м-для роторного способа Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт – 373 МПа). Вес НК в жидкости вычисляем по формуле кН Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υд ≥ 80 м/с) определим по формуле: МПа Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле для используемых нами долот примем коэффициент α = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (5.11): Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ℓ = 450 м, вычислим по формуле (5.13): Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (5.15) нМ Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (5.16): МПа Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8) что выше допустимого значения Кд = 1,45 (табл.5.4). Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность. Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 dз = 0,127 м. вычислим по формуле (5.30): м Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (5.31): м Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (5.29): МПа постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (5.32): МПа Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ1 = 59 МПа) вычислим по формуле (5.33): что превышает допустимый коэффициент nд = 1,5. По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20): кН м Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21): Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21): кН