Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2023 г. Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Иркутский национальный исследовательский технический университет.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 136
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
| L2 =  |
Общая длина 1-ой и 2-ой секций бурильных труб, включая длину УБТ, должна быть больше проектной глубины скважины (3.45).
| Lбт = Lубт + L1 + L2 ≥ Lскв, м | (3.45) |
| где | Lбт – длина колонны бурильных труб, включая УБТ, м; Lубт – длина колонны УБТ, м; L1 – длина первой секции бурильных труб (принимаем L1 = 500 м), м; L2 – длина второй секции бурильных труб, м; Lскв – проектная глубина скважины по стволу скважины, м. |
| Lбт = Lубт + L1 + L2 = 120 + 500 + 1059,4 = 1 679,4 |
В случае если, длина 1-ой и 2-ой секций бурильных труб, включая длину УБТ, окажется меньше проектной глубины скважины, то расчет бурильной колонны следует продолжить.
Для этой цели выбираются бурильные трубы 3-й секции (как правило, той же группы стали Д) с увеличенной на 2 мм толщиной стенки бурильных труб.
Расчет допустимой нагрузки растяжения на бурильные трубы третьей секции Qдо3 с учетом коэффициента запаса прочности определяем по формуле (3.43):
| Qдоп3 =  , Н | 3.43) |
| где | Qдоп3 - допустимая нагрузка растяжения третьей секции, Н; Qпред3 – предельная нагрузка растяжения, соответствующая пределу текучести в теле трубы Н; Кзап – коэффициент запаса прочности, Кзап =1,5; σтек – предел текучести материала бурильных труб, Па, σтек = 380 000 000 Па; Fтр. – площадь сечения бурильной трубы третьей секции, м2. |
| Qдоп3 =  |
Расчет длины третьей секции бурильных труб производится по формуле (3.46).
| L3 =  | (3.46) |
| где | L3 – длина 3-й секции бурильных труб, м; Qдоп3 – допустимая нагрузка растяжения на бурильную трубу третьей секции, Н; q3 – масса 1 м бурильной трубы третьей секции, кг; L2 – длина второй секции бурильных труб, м 1,15 – коэффициент запаса прочности; qтб – масса турбобура, кг; qубт - масса 1 метра УБТ, кг; Lубт – длина колонны УБТ, м; q1 – масса 1 м бурильной трубы первой секции, кг; L1 – длина первой секции бурильных труб (принимаем L1 = 500 м), м; ρ  бр- плотность бурового раствора, кг/м3; ρ ст - плотность материала УБТ (стали), кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/сек2,  Рд – перепад давления в буровом долоте, МПа; Ртб - перепад давления в турбобуре, МПа; Fп.с.. – площадь поперечного сечения проходного канала бурильной трубы третьей секции, м2; q2 – масса 1 м бурильной трубы второй секции, кг; 106 – коэффициент перевода единиц измерения из МПа в Па. |
| L3 =  |
Общая длина 1-ой, 2-ой и 3-ей секций бурильных труб, включая длину УБТ, должна быть больше проектной глубины скважины (3.47).
| Lбт = Lубт + L1 + L2 + L3 ≥ Lскв, м | (3.47) |
| где | Lбт – длина колонны бурильных труб, включая УБТ, м; Lубт – длина колонны УБТ, м; L1 – длина первой секции бурильных труб (принимаем L1 = 500 м), м; L2 – длина второй секции бурильных труб, м; L3 – длина третьей секции бурильных труб, м; Lскв – проектная глубина скважины по стволу скважины, м. |
| Lбт = Lубт + L1 + L2 + L3 = 120 + 500 + 1059,4 + 877,2 = 2556,6 |
Результаты расчета составных частей бурильной колонны (снизу вверх) сведена в табл. 3.12. При составлении таблицы принята длина бурильной трубы равная 12,5 м.
Таблица 3.12 – Характеристика секций бурильной колонны (как пример расчета, не забудьте проставить результаты своих расчетов)
| Тип бурильной трубы | Диаметр бурильной трубы и толщина стенки, мм | Группа стали | Масса 1 м бурильной трубы, кг | Длина секции бурильной трубы, м | Масса секции бурильной трубы, кг |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| УБТ | 178 | Д | 145 | 120 | 17 400 |
| СБТ | 140х11 | Д | 39,8 | 372 | 19 900 |
| СБТ | 140х8 | Д | 30,9 | 1020 | 32 735 |
| СБТ | 140х11 | Д | 39,8 | 660 | 34 912 |
| СБТ | - | - | - | - | - |
| Итого | | | | 2172 | 104 947 |
Длина секции бурильной трубы, м отраженная в колонке 5 должна быть равна глубине скважины по стволу скважины
3.4.3 Выбор типа КНБК
Выделяют два основных типа КНБК – жёсткие и отвесные. Выбираем жёсткую компоновку. Жёсткие компоновки применяются для минимизации искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Жёсткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жёсткость.
В процессе разработки жестких компоновок исходят из следующих положений:
1. В компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, который составляется из УБТ максимально возможного диаметра с опорно-центрирующими элементами, в качестве которых могут служить различные по конструкции центраторы и стабилизаторы.
2. Осевая нагрузка на долото создается весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частями компоновки.
3. Для обеспечения прямолинейности оси УБТ (сжатой и особенно жесткой частей компоновки) необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы (центраторы).
4. Растянутая часть УБТ, входящих в состав компоновки, служит для плавного перехода от УБТ к бурильным трубам.
В конструкции компоновки должен быть жесткий наддолотный участок, составленный из УБТ максимального диаметра по отношению диаметра долота. Длина жесткой части определяется по таблице или монограмме.
Осевая нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки. Для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы (центраторы).
Растянутая часть УБТ служит для плавного перехода жесткости сечений УБТ к жесткости сечения бурильной колонны.
Вес системы УБТ в колонне должен превышать заданную наибольшую нагрузку на долото на 25%. В зависимости от величины осевой нагрузки вычисляются, длины секций УБТ и общая длина колонны УБТ.
При бурении наклонных скважин забойными двигателями, КНБК также составляется ступенчатой, при этом диаметр основной ступени УБТ не должен превышать диаметра забойного двигателя.
В заключительной части необходимо указать все компоненты КНБК при бурении под каждую обсадную колонну:
– диаметр и тип бурового долота;
– диаметр и тип калибратора;
– диаметр и вид гидравлического забойного двигателя (при его наличии)
– диаметр и тип центратора, калибратора;
– диаметр и тип УБТ.
В табл. 3.13 представлены элементы КНБК.(Проверьте нумерацию табл.)
Таблица 3.13 – Элементы КНБК
| Колонна | Оборудование | Марка | Диаметр |
| Кондуктор | Долото | 320 FD 377 T3 | 320 |
| Калибратор | КЛС | | |
| Забойный двигатель | | | |
| Центратор | ЦС | | |
| Труба УБТ | УБТС – | | |
| Труба УБТ | УБТС – | | |
| Труба УБТ | УБТС – | | |
| Труба БТ | | | |
| Эксплуатационная колонна | Долото | 222,3 FD 277 C | 222,3 |
| Калибратор | | | |
| Забойный двигатель | | | |
| Центратор | | | |
| Труба УБТ | УБТС – 178 | 178 | |
| Труба УБТ а | УБТС – 178 | 178 | |
| Труба БТ | | |
3.5. Технология процесса бурения скважины
3.5.1. Выбор способа бурения
Ствол скважины создается разрушением горных пород с последующим извлечением их обломков на дневную поверхность.
В России получили распространение два способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный и турбинный.
Способ бурения выбирают с учетом особенностей и условий проходки скважин. При этом следует принимать во внимание область рационального использования того или другого способа бурения.
Области рационального применения роторного бурения:
бурение глубоких интервалов скважин шарошечными долотами АН, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс и оптимальные значения скорости вращения долота находятся в пределах 35—150 об/мин;
разбуривание мощных толщ пластических глин, плотных глинистых сланцев и других пород, в которых целесообразно использовать энергоемкие долота — трехлопастные и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом, где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости из насадок (100 — 120 м/с) и требуется реализация в долоте значительной части гидравлической мощности, развиваемой буровыми насосами;
при бурении скважин в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов плотностью более 1700 — 1800 кг/м3, когда в конкретных условиях не имеет преимуществ электробур или нет возможности его использовать;
при бурении в условиях высоких забойных температур (более140—150 °С) и осложнений, связанных с обвалами и сильными поглощениями бурового раствора; при бурении с отбором керна;
при бурении с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации, если в данных условиях невозможно использовать электробур; при бурении опорно-технологических скважин (ОТС).
Бурение гидравлическими забойными двигателями рационально в следующих случаях:
бурение шарошечными долотами АВ диаметром 190 мм и более вертикальных скважин глубиной до 3000 — 3500 м (в отдельных случаях и более глубоких) при плотности бурового растора не выше 1700—1800 кг/м3;
бурение алмазными долотами и долотами типа ИСМ за исключением случаев, когда плотность бурового раствора превышает 1700 — 1800 кг/м3, а температура в скважине 140—150 °С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали);
проходка наклонно направленных скважин; в интервалах набора кривизны и становления заданного азимута — независимо от значений оптимальных скоростей вращения долота, а в интервалах стабилизации наклона и перехода на вертикаль — при условии обеспечения оптимальных их значений;