регистрация / вход

Анализ условий бурения

Содержание Лабораторная работа №1. - Анализ условий бурения. Лабораторная работа №2. - Последовательность проектирования. Практическая работа №3. - Расчет режимов бурения.

Содержание

Лабораторная работа №1. - Анализ условий бурения. 4
Лабораторная работа №2. - Последовательность проектирования.

4

Практическая работа №3. - Расчет режимов бурения. 7
Лабораторная работа №4. - Выбор компоновки бурильной колонны.

8

Лабораторная работа №5. - Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины.

10

Лабораторная работа №6. - Расчет вторичных параметров бурения.

18

Лабораторная работа №7. - Расчет параметров спуска-подъема.

20

Лабораторная работа №8. - Расчет показателей процесса бурения.

21

Список использованной литературы. 27

Задание на практическое занятие

№20

1. Вид полезного ископаемого - нефть

2. Дебит скважины - 50 т /сут.

3. Пластовое давление - 24 МПа

4. Геологический разрез - №П 2.3

5. Глубина скважины - 2500 м

6. Зоны возможных осложнений в интервале: 1650-1700 м

7. Характер осложнений - Обрушение стенок скважины

Таблица 1 - Разрез №П 2.3

Порода Интервал
1. Суглинки буровато-желтые, супеси с галькой и валунами 0-250
2. Известняки чистые и глинистые, глины темно-серые с гнездами гипса 250-750
3. Глины известковистые, известняки-доломитизированные, кристаллические с тонкими прослоями алевролитов 750-1100
4. Известняки плотные кристаллические, песчаники кварцевые, средне- и мелкозернистые 1100-1650
5. Алевролиты плотные, разнозернистые, аргиллиты темно-серые с тонкими прослоями песчаников 1650-2200
6. Песчаники кварцевые мелкозернистые, плотные 2200-2500
Продуктивная толща в интервале 2350-2480

Лабораторная работа №1. - Анализ условий бурения.

Таблица 2 - Анализ условий бурения

Интервал Наименование пород Условное обозначение ФМС горный пород
Категории РШ , ГПа Зоны осложнений
0-250 Суглинки, супеси III 0,25-0,5
250-750 Известняки, глины V 1,0-1,5 могут быть поглощения
750-1100 Известняки, глины V 1,0-1,5 могут быть поглощения
1100-1650 Известняки V 1,0-1,5
1650-2200 Алевролиты, песчаники, аргиллиты V 1,0-1,5 обрушения
2350-2480 Нефть
2200-2500 Песчаники VII 2-3

Лабораторная работа №2. - Последовательность проектирования

2.1 Определение диаметра эксплуатационной колонны:

Диаметр эксплуатационной колонны выбираем равным 127 мм, т. к. дебит скважины 50 т/сут.

2.2 Глубина спуска эксплуатационной колонны равна проектной - 2500м.

2.3 Определяем диаметр бурения под эксплуатационную колонну:

,

где - диаметр бурения под эксплуатационную колонну, мм;

- диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм;

d - зазор между долотом и стенкой скважины, 6-14мм.

2.4 Диаметр долота под эксплуатационную колонну выбираем равным .

2.5 Определяем диаметр промежуточной колонны:

,

где - диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм;

D - зазор между диаметром долота и внутренним диаметром промежуточной колонны, 4-8мм.

Диаметр промежуточной колонны:

,

где dт - толщина стенки трубы, мм.

Выбираем стандартную трубу диаметром 194 мм.

2.6 Определяем диаметр бурения под промежуточную колонну:

,

2.7 Диаметр долота под промежуточную колонну выбираем равным

2.8 Глубина спуска промежуточной колонны выбирается из условия:

Колонна должна быть в устойчивой породе.

LПК = 2300м.

2.9 Определяем диаметр кондуктора:

,

где - диаметр долота под промежуточную колонну, мм;

D - зазор между диаметром долота и внутренним диаметром кондуктора, 4-8 мм.

Диаметр кондуктора:

,

где dт - толщина стенки трубы, мм.

Выбираем стандартную трубу диаметром 273 мм.

2.10 Определяем диаметр бурения под кондуктор:

,

2.11 Диаметр долота под кондуктор выбираем равным

2.12 Глубина спуска кондуктора выбирается из условия:

Колонна должна быть в устойчивой породе, длиной 200-700 м.

Lк = 700 м

2.13 Определяем диаметр направления

,

где - диаметр долота под кондуктор, мм;

D - зазор между диаметром долота и внутренним диаметром направления, 4-8 мм.

.

Диаметр направления:

,

где dт - толщина стенки трубы, мм.

.

Выбираем стандартную трубу диаметром 340 мм.

2.14 Определяем диаметр бурения под направление:

,

.

2.15 Диаметр долота под направление выбираем равным

2.16 Глубина спуска направления выбирается из условия:

Колонна должна быть породе, длиной 30 - 50 м.

Lн = 40 м

Таблица 3 - Результаты расчета проектирования скважины.

Эксплуатационная

колонна

Промежуточная колонна Кондуктор Направление

ДЭК,

мм

ДБ, мм Дд , мм LЭК м

ДПК

мм

ДБ

мм

Дд

мм

LПК

м

ДК

мм

ДБ

мм

Дд

мм

LК

м

Дн

мм

ДБ

мм

Дд

мм

LH

м

127 158 158,7 2500 194 228 244,5 2300 273 311 311 700 340 352 393,7 40

Лабораторная работа №3. - Расчет режимов бурения.

3.1 Осевая нагрузка.

,

где РУД - удельная нагрузка, кН/см;

Dд - диаметр долота, см.

3.2. Частота вращения.

,

где VОКР - окружная скорость (0,7-1,8 м/с).

3.3 Расход очистного агента.

,

где FЗП - площадь заколонного пространства;

VP - скорость движения глинистого раствора (0,3-0,7 м/с).

м2

м3

м2

м3

м2

м3

м2

м3

Таблица 4 - Результаты расчета режимов бурения.

Направление Кондуктор Промежуточная колонна Эксплуатационная колонна

РОС,

кН

n,

об/

мин

QP ,

м3

РОС,

кН

n,

об/

мин

QP ,

м3

РОС,

кН

n,

об/

мин

QP ,

м3

РОС,

кН

n,

об/

мин

QP ,

м3 /

118,11 87,5 0,044 124,4 79,8 0,043 146,7 78,3 0,026 111,1 96,7 0,012

Лабораторная работа №4. - Выбор компоновки бурильной колонны.

4.1 Выбор бурильных труб:

Для бурения скважины выбираем стальные бурильные трубы с приварными замками и высаженными наружу концами ПН 102х8 (dТ =8,4, q=19,3 кг/м, DМ =152 мм, тип резьбы -З -122).

4.2 Выбор утяжеленных бурильных труб:

Для бурения под направление:

мм

Выбираем стандартную УБТ диаметром 299 мм, тип резьбы - З - 201, q=489,5 кг/м.

Длина УБТ 8,3-9,5 м.

м

Для бурения под кондуктор:

мм

Выбираем стандартную УБТ диаметром 241 мм, тип резьбы - З - 185, q=324,8 кг/м.

м

Для бурения под промежуточную колонну:

Выбираем стандартную УБТ диаметром 197 мм, тип резьбы - З - 147, q=198,4 кг/м.

Выбираем стандартную УБТ диаметром 165 мм, тип резьбы - З - 122, q=146,8 кг/м.

Принимаем длину LУБТ2 равной 18 м.

Для бурения под эксплуатационную колонну:

мм

Выбираем стандартную УБТ диаметром 127 мм, тип резьбы - З - 102, q=79 кг/м

Таблица 5 - Результаты выбора компоновки бурильной колонны.

Направление Кондуктор Промежуточная колонна Эксплуатационная колонна

DБТ,

мм

DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН

DБТ,

Мм

DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН

DБТ,

мм

DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН

DБТ,

мм

DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН
102 299 30 144 102 241 48 152,9 102 197 78 151,8 102 127 176 136,4

Лабораторная работа №5. - Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины.

Сведения о цементировании колонны: глубина до уровня цемента за колонной hЦ = 2300 м, плотность цементного раствора rЖ = 1850 кг/м3 , глубина спуска промежуточной колонны hПР = 2500 м, интервал продуктивного пласта 2350-2480 м: коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте кА = 1,35, плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию) rПЛ = 860 кг/м3 , плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, rФЛ = 950 кг/м3 , снижение уровня в колонне в конце эксплуатации hK = 2400 м.

Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 2300-2400 м? коэффициент аномальности проницаемого пласта КА = 1,17, индекс давления поглощения проницаемого пласта КП = 1,6; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герме­тичность rОП Ж = 1420 кг/м3 .

5.1 Расчет наружного давления.

На глубине 2300 м около цемента:

МПа

На глубине 2500 м:

МПа

На глубине 2900 м в кровле проницаемого пласта:

МПа

В интервале проницаемого пласта с КА = 1.,17:

Давление у кровли:

МПа

Давление у подошвы:

МПа

Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 2900-3100 м наружное давление принимается постоянным и равным среднеарифметическому.

На глубине 3100 м под проницаемым пластом:

Так как давление против проницаемого пласта оказывается ниже давления в цементном камне против подошвы и кровли, при построении эпюры наружного избыточного давления влияние проницаемого пласта можно не учитывать.

На глубине 3300 м над продуктивным пластом:

На глубине 3300 м в продуктивном пласте:

На глубине 3380 м в продуктивном пласте:

Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимаетсяпостоянным и равным среднеарифметическому:

Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т. е. до глубины 3250 м.

Давление на отметке 3250 м в цементном камне:

По рассчитанным величинам строится эпюра наружного давления на эксплуатационную колонну.

Рисунок 1 - Эпюра нагружения эксплуатационной колонны.

1, 2 ,3 - Наружное, внутреннее и избыточное наружное давление соответственно, 4 - избыточное внутреннее давление (при опрессовке колонны).

5.2 Расчет внутренне! о давления в колонне:

Давление на устье:

В период ввода в эксплуатацию:

При опрессовке колонны:

Это давление принимаемся в качестве расчетного, так как оно превышает минимальное рекомендуемое давление опрессовки РОП =12,5 МПа для обсадных колонн диаметром 146,1 мм.

Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию:

Давление у башмака колонны:

В период опрессовки:

В конце эксплуатации:

По рассчитанным величинам строятся эпюры внутреннего давления во время опрессовки колонны и в конце эксплуатации.

5.3 Построение эпюры наружного избыточного давления.

Эпюра наружного избыточное давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится минимальным. Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 2400 м. то в интервале от устья до глубины 2400 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления:

На глубине 2300 м:

На глубине 2400 м:

На глубине 3250 м:

На глубине 3400 м:

По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружною избыточного давления, которая затем используется при расчете эксплуатационной колонны.

5.4 Построение эпюры внутреннего избыточного давления.

Для построения эпюры внутреннего избыточною давления исходной является эпюра наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагружения колонны, при которых внутреннее давление будет максимальным. Максимальное давление в колонне возникает во время ее опрессовки. Принимается, что внутреннее давление в колонне равномерно увеличивается от 17,5 МПа на устье до 64,8 МПа у башмака.

Приведем некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках:

На устье РН,И, =17,5 МПа;

На глубине 2300 м:

На глубине 3250 м:

На глубине 3250 м (под влиянием продуктивного пласта):

На глубине 3400 м:

5.5 Выбор типа обсадных груб дли комплектования обсадной колонны и герметизирующего материала.

Поскольку некоторые показатели прочности обсадных труб (например, при расчете на растяжение) зависят от типа резьбового соединения труб, прежде чем приступить к расчету производится выбор обсадных труб. Для эксплуатационных колонн диаметром до 219,1 мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10-30 МПа, рекомендуются обсадные трубы с треугольной резьбой и уплотнением ФУМ или трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с треугольной резьбой. Треугольная резьба может быть короткой и удлиненной. Учитывая, что эксплуатационная колонна проектируется для глубокой скважины, принимаем удлиненную резьбу.

5.6 Проектирование эксплуатационной колонны.

Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточною наружного давления, поэтому оно и принимается прежде всего во внимание.

Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается в пределах КЗ = 1,0-1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем КЗ = 1,2. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 3250-3400 м, должно быть РКР >1,2 34,6 =41,5 МПа. Этому

давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм, РКР = 43,7 МПа, внутреннее избыточное давление РВ.И. = 48,6 МПа. Оно значительно превышает фактическое внутреннее избыточное давление РВ.И. = 20,6 МПа.

Длина 1-й секции l1 = 3400 - 3250= 150 м.

Вес 1 секции Р1 = 0,360 150 = 54 кН.

На отметке 3250 м выше 1-й секции РН.И = 34,3 МПа.

При коэффициенте запаса КЗ =1 для второй секции выбираем трубы РКР > 34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм, РКР = 37,1 МПа, РВ = 43,1 МПа.

Скорректированное критическое давление для труб 2-й секции

,

где Р = 1548 кН.

Так как 36,7 МПа > 34,4 МПа, трубы из стали группы, прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм подходят для 2-й секции.

Для 3-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм, РКР = 31,4 МПа, РВ = 38,6 МПа. Эти трубы в соответствии с эпюрой наружного избыточного давления можно применять выше отметки 2250 м.

Длина 2-й секции l2 = 3250 - 2250 = 1000 м.

Вес 2-й секции Р2 = 0,323 1000 = 323 кН.

Суммарный вес двух секций P1-2 : = 54 + 323 = 377 кН,

Скорректированное критическое давление смятия для труб 3-й секции:

,

где Р = 1392 кН.

Скорректированная глубина спуска 3-й секции по эпюре:

Скорректированная длина 2-й секции:

Вес 2-й секции Р2 = 0,323 1180 = 381,1 кН.

Суммарный вес двух секций Р1-2 = 54 + 381,1 =435,1 кН.

Для 4-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7мм,РКР = 26,7МПа, РВН = 35,0МПа, РСТР = 794кН.

Секцию 4 можно использовать выше отметки h4 = 1900 м.

Длина 3-й секции l3 = 2070- 1900 = 170 м.

Вес 3-й секции Р3 = 0,292 170= 49,6 кН.

Суммарный вес трех секций Р1-3 = 435,1 +49,6 = 484,7 кН.

Скорректированное критическое давление смятия для труб 4-й секции:

где Р = 1274 кН.

Скорректированная глубина спуска 4-й секции:

Скорректированная длина 3-й секции:

Вес 3-й секции Р3 = 0,292 370 = 108,0 кН.

Суммарный вес трех секций Р1-3 = 435,1 + 108,0 = 543,1 кН.

Страгивающая нагрузка для труб 4-й секции РСТР = 823 кН, допустимая нагрузка растяжения:

Трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм пригодны для комплектования 4-й секции.

Для 5-й секции примем трубы из стали Д с толщиной стенки 7 мм, РКР = 22,4 МПа,РВН = 31,8 МПа.

В соответствии с эпюрой наружного избыточного давления 5-я секция может бытьспущена на глубину.

Длина 4-й секции l4 = 1700 - 1600 = 100 м.

Вес 4-й секции Р4 = 0,245 100 = 24,5 кН.

Суммарный вес четырех секций Р1-4 = 543,1 + 24,5 = 567,6 кН.

Скорректированное критическое давление смятия для труб 5-й секции:

где Р = 1156 кН.

Скорректированная глубина спуска 5-й секции:

Скорректированная длина 4-й секции:

Скорректированный вес 4-й секции Р'4 = 0,245 330 = 80,9 кН.

Суммарный вес четырех секций Р1-4 = 543,1 +80,9 = 624,0 кН.

Для труб 4-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р4 ] = 823/1,3 = 633,0 кН, для труб 5-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,0 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р5 ] = 73 5/1,3 = 565,4 кН.

На основании сопоставления допустимой нагрузки с весом четырех секций Р1-4 = 624,0 кН можно установить, что трубы 5-й секции не пригодны для использования, кроме того, начиная с 4-й секции расчет колонны надо вести по нагрузке растяжения.

Скорректированная длина 4-й секции:

Вес 4-й секции Р4 = 0,267 337 = 90 кН.

Суммарный вес четырех секций Р1-4 = 543,1 + 90 = 633,1 кН.

Для 5-й секции трубы из стали Д с 8,5-мм толщиной стенки РСТР5 < = 931 кН, [Р5 ] =931/1,3 = 716,1 кН.

Длина 5-й секции l5 = (716,1 - 633,1)/0,292 = 284 м.

Вес 5-й секции Р1-5 = 0,292 284 = 82,9 кН.

Суммарный вес пяти секций Р1-5 = 633,1 + 82,9 =716,0 кН.

Для 6-й секции трубы из стали Д с 9,5-мм толщиной стенки РСТР6 = 1059 кН, [Р6 ]= 1059/1,3 = 814,6кН.

Длина 6-й секции:

Суммарная длина шести секций:

Вес 6-й секции Р6 = 0,323 × 305 = 98.5 кН.

Суммарный вес шести секций Р1-6 = 716,0 + 98,5 = 814,5 кН.

Для 7-й секции трубы из стали Д с 10,7-мм толщиной стенки Рстр 7 = 1216 кН (см. табл. 9.9), [Р7 ] = 1216/1,3 = 935,3 кН.

Длина 7-й секции l7 = (935,3 - 814,5)/0,360 = 330 м.

Вес 7-й секции Р7 = 0,360×330 = 118,8кН.

Суммарный вес семи секций Р1-7 = 814,5 + 118,8 = 933,3 кН.

Суммарная длина семи секций l1-7 = 2626 + 330 = 2956 м.

Для 8-й секции трубы из стали К исполнения Б с толщиной стенки 10,7 мм Рстр8 = 1569 кН (см. табл. 9.9),[Р8 ]= 1569/1,3 = 1206,9 кН.

Длина 8-й секции l8 = (1206,9 - 933,З)/О,36О= 760 м.

Скорректированная длина 8-й секции:

8 = 3400-2956 = 444 м.

Вес 8-й секции P8 = 0,360×444 = 159,8 кН.

Суммарный вес восьми секций Р1-8 = 933,3+ 159,8 = 1093,1 кН.

Конструкция колонны приведена в таблице 6.

Талица 6 - Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм из труб по ГОСТ 632-80 с удлиненной треугольной резьбой по данным расчета.

Номер

секции

(снизу

вверх)

Длина секции, м Толщина стенки, мм Группа прочности стали Исполнение Вес секции, кН Нарастающий вес колонны, кН

1

2

3

4

5

6

7

8

150

1180

370

337

284

305

330

444

10,7

9,5

8,5

7,7

8,5

9,5

10,7

10,7

Д

Д

Д

Д

Д

Д

Д

К

А

А

А

А

А

А

А

Б

54,0

381,1

108,0

90,0

82,9

98,5

118,8

159,8

54,0

435,1

543,1

633,1

716,0

814,5

933,3

1093,1

Лабораторная работа №6. - Расчет вторичных параметров бурения.

Расчет крутящего момента:

,

где NБ - суммарная мощность на бурении;

w - угловая скорость.

,

где Nд - мощность на долоте (на забое);

NВХР - мощность на холостом вращении.

,кВт

где yN - коэффициент равный 5,14 10-2 ;

с - коэффициент сопротивления горной породы (для М - 7,8; С - 6,9; Т - 5,5.);

n - частота вращения, об/мин;

Dд - диаметр долота, м;

РОС - осевое усилие, кН.

,

где L - глубина скважины (интервал), м;

DСБТ - диаметр бурильных труб;

n - частота вращения, об/мин;

Dд - диаметр долота, м;

rЖ - плотность бурового раствора, кг/м3 ;

g– ускорение свободного падения, м2 /с.

,

кг/м3

где РПЛ - пластовое давление;

Н - глубина скважины;

g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения.

Для бурения под направление:

рад/сек

Для бурения под кондуктор:

рад/сек

Для бурения под промежуточную колонну:

рад/сек

Для бурения под эксплуатационную колонну:

рад/сек

Таблица 7 - Результаты расчета вторичных параметров бурения.

Направление Кондуктор Промежуточная колонна Эксплуатационная колонна

МКР,

кН

w,

рад/

сек

NБ ,

м3

МКР,

кН

w,

рад/

сек

NБ ,

м3

МКР,

кН

w,

рад/

сек

NБ ,

м3

МКР,

кН

w,

рад/

сек

NБ ,

м3

0,162 9,15 1,486 0,6 8,35 4,93 1,6 8,20 13,07 1,40 10,1 14,24

Лабораторная работа №7. - Расчет параметров спуска-подъема.

Нагрузка на крюке:

,

где qБТ i - вес одного погонного метра трубы в i-интервале, Н/м;

LБТ i - длина бурильных труб в i-интервале, м;

GУБТ i - вес УБТ в i-интервале, Н;

GЗД - вес забойного двигателя (если он есть), Н;

rЖ - плотность бурового раствора, кг/м3 ;

rТ - плотность материала труб, кг/м3 ;

КПР - коэффициент прихвата (1,25…2,0).

Для бурения под направление:

Для бурения под кондуктор:

Для бурения под промежуточную колонну:

Для бурения под эксплуатационную колонну:

Скорость подъема и спускаю

Скорость подъема ограничивается мощностью подъемного агрегата и нагрузкой на крюке.

,

где QКР - нагрузка на крюке;

Vn - скорость подъема (VMIN =0,5 м/с).

Из минимальной скорости подъема и максимальной нагрузки на крюке вычисляем мощность подъемного агрегата:

Максимальная скорость подъема Vп - 2,5 м/с, скорость спуска Vс - 3 м/с.

Ограничения скорости обусловлены опасностью гидроразрыва пласта при спуске и выброса при подъеме.

При бурении промежуточной колонны скорость подъема не выше 0,5 м/с, так как там находится зона осложнений (обрушения пород).

Лабораторная работа №8. - Расчет показателей процесса бурения.

Механическая скорость бурения.

,м/ч

где КС - коэффициент сопротивления (14-25);

РОС - осевая нагрузка, Н;

Dд - диаметр долота, м;

п - частота вращения, об/мин;

рШ - твердость по штампу, Па.

Для бурения под направление:

Для бурения под кондуктор:

Для бурения под промежуточную колонну:

Для бурения под эксплуатационную колонну:

Проходка на долото.

Бурение ведем шарошечными долотами.

При бурении под направление проходка на долото составит 40 м.

При бурении под кондуктор проходка на долото составит 150 м.

При бурении под промежуточную колонну проходка на долото составит 150 м.

При бурении под эксплуатационную колонну проходка на долото составит 100 м.

Затраты времени на проходку скважины.

,

где tЧБ - время чистого бурения;

tСП - время спуска-подъема;

tПЗР - время на подготовительно-заключительные работы;

tКР - время крепления скважины.

Также при вычислении затрат времени на проходку скважины могут учитываться время на проработку ствола скважины и время ликвидации аварий.

,

где Нi - длина интервала;

VMi - механическая скорость бурения в интервале.

,

где nОК - количество обсадных труб;

tСП1 - время спуска обсадной трубы (tСП1 =5мин).

,

где lОК - длина обсадной трубы (lОК =12 м);

Li - длина спуска обсадных труб в интервале.

Спуск-подъем бурильных труб.

,

где пСВ - количество свечей;

t1 - время спуска-подъема одной свечи;

пСП - количество спусков-подъемов;

t2 - время на подготовку к спуску-подъему (t2 =10 мин.);

tН - время наращивания.

,

где Li , Li +1 - длина интервала;

hPi -проходка за рейс.

где lСВ - длина свечи.

,

где tПС - время подъема свечи (27 сек);

tСС - время спуска свечи (18 сек);

tПЭ - время подъема элеватора (11 сек);

tСЭ - время спуска элеватора (9 сек);

tСВ - время свинчивания (20 сек);

tРАЗВ - время развинчивания (20 сек);

tЗС - время защелкивания элеватора (3 сек);

tОС - время освобождения элеватора (3 сек);

tУКЛСВ - время укладки свечи (10 сек);

tИЗВСВ - время извлечения свечи (10 сек).

,

где LCK - длина скважины;

lБТ - длина трубы (lБТ =9 м);

t3 - время наращивания (t3 =5 мин).

Расчет энергозатрат на бурение.

,

где Ni - затраты мощности на бурение на i-ом интервале;

tЧБ i - время чистого бурения на i-ом интервале.

Удельные энергозатраты.

,

где V- объем скважины (V=134 м3 ).

,

где NСП i - затраты мощности на спуск-подъем на i-ом интервале;

tП i - время подъема на i-ом интервале.

Удельные энергозатраты.

,

Выбор шарошечных долот и переводников.

Для бурения под направление:

Долото: 393,7 М-ГВУ, т=120 кг. (3-хшарошечное долото с боковой промывкой, подшипниками качения и одним или более упорными подшипниками скольжения и герметизацией опоры).

Переводники муфтовые: с БТ на УБТ - М-122/201, с УБТ на долото М-201/117.

Для бурения под кондуктор:

Долото: 311 СЗ-ГАУ, т=93 кг. (3-хшарошечное долото с боковой промывкой, упорными подшипниками скольжения).

Переводники муфтовые: с БТ на УБТ - М-122/185, с УБТ на долото М-185/152.

Для бурения под промежуточную колонну:

Долото: 244,5 С-ЦВ, т=39,2 кг. (3-хшарошечное долото с центральной промывкой, подшипниками качения и одним или более упорными подшипниками скольжения или без упорных подшипников скольжения).

Переводники переходные: с БТ на УБТ - П-122/147, с УБТ на долото П-147/121.

Для бурения под эксплуатационную колонну:

Долото: 158,7 Т-ЦВ, т=12,5 кг. (3-хшарошечное долото с центральной промывкой, подшипниками качения и одним или более упорными подшипниками скольжения или без упорных подшипников скольжения).

Переводники переходные: с БТ на УБТ - П-122/102, с УБТ на долото П-102/88.

П-122/102 - переводник переходный, 122 - замковая резьба муфты, 102 - замковая резьба ниппеля.

Таблица 8 - Компоновка бурильной колонны (рисунок 3).

Наименование

инструмента

Параметр
Диаметр, мм Резьба Вес погонного метра, кг/м Длина, м
ВБТ 112 - 65,6 27
Переводник ПН 112хЗ-121 - - -
БТ 102 З -122 19,3 9
Переводник (Н) М-122/201 - - -
Переводник (К) М-122/185 - - -
Переводник (ПК) П-122/147 - - -
Переводник (ЭК) П-122/102 - - -
УБТ (Н) 299 З-201 489,5 30
УБТ (К) 241 З-185 324,8 48
УБТ1 (ПК) 197 З-147 198,4 78
УБТ2 (ПК) 165 З-122 146,8 18
УБТ (ЭК) 127 З-102 79 176
Переводник (Н) М-201/117 - - -
Переводник (К) М-185/152 - - -
Переводник (ПК) П-147/121 - - -
Переводник (ЭК) П-102/88 - - -
Долото (Н) 393,7 М-ГВУ - - -
Долото (К) 311 СЗ-ГАУ - - -
Долото (ПК) 244,5 С-ЦВ - - -
Долото (ЭК) 158,7 Т-ЦВ - - -

Список использованной литературы:

1. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. Под ред. А.М. Гусмана и К.П. Порожского: Научное издание. Екатеринбург: УГГГА, 2002.

2. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Справочное пособие. Недра, 2001.

3. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. М: 2001.

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ  [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий