ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 125
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, (19)
- для долота 215,9ТГНУ
Полученные данные используем для определения прогнозных значений:
- проходки на долото h = 10,1·16,7 = 168,7 м;
- количество долот
4,75; принимаем целое число N=5;
- уточненной проходки на долото:
- время мехбурения интервала:
- уточненного времени работы одного долота
- времени СПО 13·5=65 ч;
- рейсовая скорость бурения
- стоимость всех долот 200000·5=1000000 руб.;
- стоимость метра проходки
Полученные результаты сведем в таблицу 5.
- для долота 215,9PDC
;
Полученные данные используем для определения прогнозных значений:
- проходки на долото h=8,2·105,1 = 861,8 м;
- количество долот
0,93; принимаем целое число N=1;
- уточнённой проходки на долото: h = 800 м;
- уточнённого времени мехбурения интервала
ч;
- время СПО 13 ч;
- рейсовая скорость бурения;
;
Стоимость долота 900000 руб.
Стоимость долота, отработанном в заданном интервале
- стоимость метра проходки
Полученные результаты также сведем в таблицу 5.
Таблица 5
Потенциальные показатели бурения
Сравнительный прогнозный анализ потенциальных показателей бурения при идентичных условиях применения разных типов долот предоставляет возможность выявить их истинные конкурентные преимущества. Как видно из расчета, увеличение осевой нагрузки в пределах допустимых ограничений позволяет существенно улучшить технико-экономические показатели углубления заданного интервала скважины для обоих типов долот — рейсовая скорость бурения возрастает, а стоимость метра проходки уменьшается. В то же время долото 215,9 PDC имеет лучшие показатели, чем долото 215,9 ТГНУ, и поэтому именно оно может быть рекомендовано, как наиболее эффективное для бурения заданного интервала скважины.
Результаты выполненных расчетов сведем в таблицу 6.
Таблица 6
Сравнение фактических и потенциальных режимов и показателей бурения
Далее выполним расчеты по проектированию бурильной колонны и гидравлической программы промывки для роторного способа бурения долотом 215,9 PDC.
12. Проектирование бурильной колонны
Расчет компоновки УБТ
Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом, по формуле:
, (20)
где
- диаметр нижней наддолотной части КНБК;
- диаметр долота.
С учетом данных табл. 6.2 учебного пособия «Совершенствование технологического процесса углубления скважины» окончательно принимаем
м.
По табл.6.2 согласно диаметру долота, выбираем диаметр бурильных труб:
Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб
Определим отношение диаметров бурильных труб и УБТ:
Поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром
Поскольку
то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.
По табл. 6.3 указанного выше пособия находим тип УБТ: УБТ-178 и УБТ-146, изготовленные из стали «Д».
Примем коэффициент в формуле:
, (21)
где
- общая длина УБТ, м;
- безразмерный эмпирический коэффициент.
.
По формуле:
, (22)
где
- общая длина УБТ, м;
- масса ГЗД, кг;
- масса 1 метра УБТ первой ступени, 
;
- плотность материала УБТ, 
; для стали – 7850 ;
n- число ступеней УБТ в компоновке;
- угол отклонения УБТ от вертикали; в вертикальной скважине =0.
Определим длину двухступенчатой УБТ для создания вычисленной ранее необходимой для долота 215,9 PDC осевой нагрузки
кН:
115 м.
Длина первой ступени УБТ:
м, тогда 
Окончательно принимаем
м, т.е. 4 свечи по 25 м; 
50 м, т.е. 2 свечи по 25 м.
Общий вес УБТ в жидкости найдем по формуле:
(23)
Тогда общая длина КНБК:
=9,5+100+50=159,5 м.
Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность
Длину наддолотного комплекта принимаем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ-127х8 Д (предел текучести
МПа из табл. 6.1)
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:
; (24)
Величину возможного перепада давления в долоте оценим в 4 МПа (согласно рекомендациям, табл.7.2 указанного выше пособия).
Перепад давления в ВЗД:
= 5,12 МПа
Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:
, (25)
где k=1,1 – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора;
- площадь поперечного сечения канала труб наддолотного комплекта, м²;
- площадь поперечного сечения тела труб НК, м²;
Коэффициент запаса прочности определим по формуле, считая, что используются трубы 2-го класса (ϑ=0,8):
(26)
где
- предел текучести материала труб, Па;
- коэффициент износа труб;
- напряжение растяжения по формуле (25), Па.
Полученное значение Кз выше допустимого значения Кдз=1,35.
Далее по таблице выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВ-127х7Д
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:
(30)
где
- предельная растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н.
Допустимую длину 1-й секции бурильных труб вычислим по формуле:
(31)
где
- допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н;
- площадь поперечного сечения канала труб 1-ой секции, м2.
- для долота 215,9ТГНУ
Полученные данные используем для определения прогнозных значений:
- проходки на долото h = 10,1·16,7 = 168,7 м;
- количество долот
4,75; принимаем целое число N=5;- уточненной проходки на долото:
- время мехбурения интервала:
- уточненного времени работы одного долота
- времени СПО 13·5=65 ч;
- рейсовая скорость бурения
- стоимость всех долот 200000·5=1000000 руб.;
- стоимость метра проходки
Полученные результаты сведем в таблицу 5.
- для долота 215,9PDC
; Полученные данные используем для определения прогнозных значений:
- проходки на долото h=8,2·105,1 = 861,8 м;
- количество долот
0,93; принимаем целое число N=1;- уточнённой проходки на долото: h = 800 м;
- уточнённого времени мехбурения интервала
ч;- время СПО 13 ч;
- рейсовая скорость бурения;
;Стоимость долота 900000 руб.
Стоимость долота, отработанном в заданном интервале
- стоимость метра проходки
Полученные результаты также сведем в таблицу 5.
Таблица 5
Потенциальные показатели бурения
| Показатели | Средние показатели бурения по скв.1 | Средние показатели бурения по скв.2 |
| Способ бурения | ГЗД | ГЗД |
| Тип ГЗД | Д-172 | Д-172 |
| Тип долота | 215,9ТГНУ | 215,9PDC |
| Типа по коду IADC | 235 | - |
| Расход бурового раствора,  | 0,031 | 0,031 |
| Плотность раствора, | 1300 | 1300 |
| Осевая нагрузка на долото, кН | 200 | 120 |
| Частота вращения,  | 139 | 135 |
| Кол-во долот, шт. | 5 | 1 |
| Общая проходка, м | 800 | 800 |
| Общее время бурения, ч | 79,2 | 98 |
| Мехскорость проходки,  | 10,1 | 8,2 |
| Проходка на долото, м | 160 | 800 |
| Время работы долота, ч | 15,84 | 98 |
| Стоимость 1 долота, руб. | 200000 | 900000 |
| Стоимость всех долот, отработанных в интервале бурения, руб. | 1000000 | 294000 |
| Время 1 СПО, ч | 13 | 13 |
| Суммарное время СПО, ч | 65 | 13 |
| Рейсовая скорость, | 5,55 | 7,21 |
| Стоимость 1 м,  |  |  |
Сравнительный прогнозный анализ потенциальных показателей бурения при идентичных условиях применения разных типов долот предоставляет возможность выявить их истинные конкурентные преимущества. Как видно из расчета, увеличение осевой нагрузки в пределах допустимых ограничений позволяет существенно улучшить технико-экономические показатели углубления заданного интервала скважины для обоих типов долот — рейсовая скорость бурения возрастает, а стоимость метра проходки уменьшается. В то же время долото 215,9 PDC имеет лучшие показатели, чем долото 215,9 ТГНУ, и поэтому именно оно может быть рекомендовано, как наиболее эффективное для бурения заданного интервала скважины.
Результаты выполненных расчетов сведем в таблицу 6.
Таблица 6
Сравнение фактических и потенциальных режимов и показателей бурения
| Показатели | Фактические | Потенциальные | ||
| Интервал бурения, м | 400-1200 | 400-1200 | ||
| Тип ГЗД | Д-172 | Д-172 | ||
| Тип долота | 215,9 ТГНУ | 215,9 PDC | 215,9ТГНУ | 215,9 PDC |
| Осевая нагрузка, кН | 120 | 80 | 200 | 120 |
| Частота вращения, | 139 | 138 | 139 | 135 |
| Проходка на долото, м | 160 | 800 | 160 | 800 |
| Мехскорость, | 5,2 | 5,33 | 10,1 | 8,2 |
| Рейсовая скорость, | 3,65 | 4,91 | 5,55 | 7,21 |
| Стоимость 1 м, |  |  |  |  |
| Эффективный тип долота | 215,9 PDC | 215,9 PDC | ||
Далее выполним расчеты по проектированию бурильной колонны и гидравлической программы промывки для роторного способа бурения долотом 215,9 PDC.
12. Проектирование бурильной колонны
Расчет компоновки УБТ
Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом, по формуле:
, (20)где
- диаметр нижней наддолотной части КНБК; - диаметр долота. С учетом данных табл. 6.2 учебного пособия «Совершенствование технологического процесса углубления скважины» окончательно принимаем
м.По табл.6.2 согласно диаметру долота, выбираем диаметр бурильных труб:
Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб
Определим отношение диаметров бурильных труб и УБТ:
Поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром
Поскольку
то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.
По табл. 6.3 указанного выше пособия находим тип УБТ: УБТ-178 и УБТ-146, изготовленные из стали «Д».
Примем коэффициент в формуле:
, (21)где
- общая длина УБТ, м; - безразмерный эмпирический коэффициент. .По формуле:
, (22)где
- общая длина УБТ, м;
- масса ГЗД, кг; - масса 1 метра УБТ первой ступени, ; - плотность материала УБТ, ; для стали – 7850 ;n- число ступеней УБТ в компоновке;
- угол отклонения УБТ от вертикали; в вертикальной скважине =0.Определим длину двухступенчатой УБТ для создания вычисленной ранее необходимой для долота 215,9 PDC осевой нагрузки
кН: 115 м.Длина первой ступени УБТ:
м, тогда Окончательно принимаем
м, т.е. 4 свечи по 25 м; 50 м, т.е. 2 свечи по 25 м.Общий вес УБТ в жидкости найдем по формуле:
(23) Тогда общая длина КНБК:
=9,5+100+50=159,5 м.Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность
Длину наддолотного комплекта принимаем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ-127х8 Д (предел текучести
МПа из табл. 6.1)Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:
; (24)
Величину возможного перепада давления в долоте оценим в 4 МПа (согласно рекомендациям, табл.7.2 указанного выше пособия).
Перепад давления в ВЗД:
= 5,12 МПаРастягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:
, (25)где k=1,1 – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора;
- площадь поперечного сечения канала труб наддолотного комплекта, м²; - площадь поперечного сечения тела труб НК, м²; Коэффициент запаса прочности определим по формуле, считая, что используются трубы 2-го класса (ϑ=0,8):
(26) где
- предел текучести материала труб, Па; - коэффициент износа труб; - напряжение растяжения по формуле (25), Па. Полученное значение Кз выше допустимого значения Кдз=1,35.
Далее по таблице выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВ-127х7Д
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:
(30)где
- предельная растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н. Допустимую длину 1-й секции бурильных труб вычислим по формуле:
(31)где
- допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н; - площадь поперечного сечения канала труб 1-ой секции, м2.