Файл: Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении.docx

Последовательно будем применять одноразмерную двухсекционную бурильную колонну, которая составлена из труб одного диаметра ТБПВ 101,6мм, но имеющих различные группы прочности материала труб.

По (4.1) определяем допускаемую глубину спуска труб группы прочности Д с толщиной стенки 8,4 мм l_{1(101,6)8,4Д} для последнего интервала бурения под эксплуатационную колонну 127 мм.

(4.1)

где Q_р1 – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

Q_р1 = Q_пр1 / п,

здесь Q_пр1 – предельная нагрузка, МН;

п – коэффициент запаса прочности (принимают п=1,3 для нормальных условий бурения и п=1,35 для осложненных условий);

k – коэффициент, учитывающий влияние сопротивления движению раствора (принимают k=1,15);

Q_УБТ – вес УБТ, МН;

G – вес забойного двигателя и долота, МН;

_б.р, _м – плотности бурового раствора и материала труб, г/см³;

Р_ЗД, Р_д – перепады давления на забойном двигателе и долоте, МПа;

F_к – площадь проходного канала трубы, м²;

F_к = 0,785d_вн²,

здесь d_вн – внутренний диаметр трубы, м;

q_БТ – приведенный вес 1 погонного м бурильной трубы.

Принимаем: Q_пр1=1,1 МН; G=0,02 МН; _б.р=2,091 г/см³; _м=7,85 г/см³; Р_ЗД=9,0 МПа; =8 МПа; F_к = 0,7850,1215² = 0,009 м²; q_БТ=0,000237 МН; Q_УБТ = 0,2 МН; Q_р1 = 1,3/1,3  1 МН.

Тогда по формуле 4.1 длина первой (нижней) секции:


Вторую секцию одноразмерной колонны составляем из труб группы прочности К. Для этих труб предельная нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, равна 1,40 МН. Допустимая растягивающая нагрузка Q_р2 = 1,3/1,3 = 1,02 МН.

Длину второй секции одноразмерной колонны определяем по формуле (4.2):

---

Общая длина колонны L_БК, м (4.3):

Тогда по формуле 4.1 длина третьей секции:


Принимаем , т.к. 4220-3373=847 м.
Вес каждой секции определяем по приведенной массе 1 м трубы (с учетом высадки, муфт и замков), МН.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.1
Таблица 4.1

Характеристика бурильной колонны

№ п/п	Показатели	Номер секции снизу вверх
		1	2	3
1.	Толщина стенки трубы, мм	8,4	8,4	8,4
2.	Группа прочности материала труб	Д	К	Л
3.	Интервал расположения (за вычетом длины УБТ 230 м), м	1890-3990	847-1890	0-847
4.	Длина секции, м	2100	1043	847
5.	Вес 1 м трубы, Н/м	237	237	237
6.	Вес, МН: секции общий бурильных труб общий бурильной колонны (с УБТ)	0,49	0,25	0,2
		0,94
		1,14

Выбираем ведущую трубу по ВБТ-133К размером 133133 с теоретической массой 1 м без переводников q_ВТ = 100,2 кг и длиной 16,46 м.
4.2 Определение наибольшей нагрузки на крюке
Определяем нагрузку на крюке G_кр, кН, от общего веса выбранной в п. 4.1 бурильной колонны при достижении проектной глубины, с учетом УБТ, ведущей трубы, вертлюга и кронблока (4.4):

---

G_кр = (4.4)

– вес бурильной колонны и УБТ; – вес квадрата; – вес вертлюга; – вес крюкоблока.

Определяем нагрузку на крюке G_нК, кН, от веса наиболее тяжелой обсадной колонны (4.5):

(4.4)

Дляпервой технической колонны 298,5 мм

1256343 Н  1256,3 кН = 125,6 тс.

Для второй технической колонны 219,1 мм

=1203073 Н  1203 кН = 120,3 тс.

Для эксплуатационной колонны 127мм

829706 Н  829,7 кН = 82,9 тс.

5. 
   Выбор буровой установки и основных узлов
   

---

5.1 Выбор способа бурения

Основное требование к выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины (при возможных осложнениях) с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинами и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины.

Учитывая опыт эксплуатационного бурения на соседних площадях и опыт разведочного бурения на проектируемой площади, а также приведенные рекомендации для забуривания под направление и кондуктор предусматриваем применять роторное бурение. Диаметр бурильных труб 102 мм (ТБПВ 1028,4).

Для бурения под первую промежуточную колонну 298 мм в интервале бурения от 2950 до 2150 м и вторую промежуточную колонну 219,1 мм в интервале бурения от 2150 до 2950 м используем винтовой забойный двигатель ВЗД ДС-240.

При бурении под эксплуатационную колонну 127 мм применяем винтовой забойный двигатель ВЗД Д-145.

5.2 Обоснование выбора типа буровой установки

Учитывая конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные условия, а также экологическую уязвимость Самотлорское месторождения выбираем буровую установку с электрическим приводом с питанием от промышленной сети 6 кВ 50 Гц

БУ 3900-225 ЭК-БМ универсальной монтажеспособности с допускаемой нагрузкой на крюке 2250 кН (225 тс), предназначенную для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глубиной 3900 м. Данная буровая установка соответствует проектной максимальной расчетной нагрузке на крюке 123,4 кН. Нагрузка на крюке от веса бурильной колонны, как наиболее тяжелой, составляет примерно 0,5 допускаемой нагрузки на крюке, что соответствует ГОСТ 16293-82.

Техническая характеристика и комплектность БУ 3900/225 ЭК-БМ :

1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс)	2250 (225)
2. Условная глубина бурения, м	3900
3. Длина бурильной свечи, м	25
4. Тип основания	сборно-модульное
5. Высота основания (отметка пола буровой), м	8,5
6. Вышка	УМ 45-225Р
7. Тип вышки	мачта 2-х опорная
8. Высота вышки, м	45,6
9. Лебедка	ЛБУ-750 СНГ
10. Расчетная мощность на входном валу, кВт	750
11. Диаметр талевого каната, мм	28
12. Число струн талевой системы (оснастка)	10(5х6)
13. Вертлюг	УВ0-250 МА
14. Грузоподъёмность вертлюга, тс	250
15. Динамическая грузоподъёмность вертлюга, тс	145
16. Ротор	Р-700
17. Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
18. Тип двигателя	электрический
19. Насос	УНБТ-950 А2
20. Мощность бурового насоса, кВт	950
21. Количество ступеней очистки, шт	4

---

---