ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 286
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя - электробура.
Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций, качественного вскрытия продуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.
Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.
2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента
В состав бурильной колонны входят УБТ, СБТ и ЛБТ, долото и при необходимости различные расширители, центраторы, калибраторы и стабилизаторы.
Для бурения различных участков скважины составляем следующие компоновки бурильной колонны, представленные в таблице 2.6.
Таблица 2.6 – Компоновка бурильной колонны
| Обсадная колонна | Интервал по стволу, м | Способ бурения | Компоновка низа бурильной колонны |
| направление | 0 – 50 | роторный | III 393,7 + УБТ-203 + БТ-127×9,2 ЗП-162-92 |
| кондуктор | 0-940 | совмещенный | БИТ 295,3 + Ц 295,3 + ДРУ-240 + ЗТС + УБТ-203 + БТ- 127×9,2 ЗП-162-92 |
| эксплуатационная | 0-2896 | совмещенный | БИТ 215,9 + Ц 215,9 + ДРУ-176 + ЗТС + УБТ-177,8 + БТ 127×9,2 ЗП-162-92 + АБТ 114×10 ЗЛ-140 |
2.6 Расчет бурильной колонны
Расчет бурильной колонны на прочность был произведен на программном продукте «Инженерные расчеты строительства скважинпроект». Исходными данными для расчета предоставлялась компоновка бурильной колонны, ее основные элементы. Результаты расчетов приведены ниже.
| Бурение 976-3047 м Тип расчёта: Бурение турбинное | |
| | |
Рисунок 2.3 – Конструкция скважины
| № | Эскиз | Элемент | Длина глубина (верх) суммарная длина | Бурение турбинное |
| группа прочности замковое соединение диаметр; Вес | растягивающая нагрузка / допустимая, крутящий момент / допустимый, мин. КЗП / нормативный | |||
| 7 |  | БТ АБТ 114х10 Д16Т ЗЛ-140 114 x 10 мм 30,62 тн (11,2 кг/м) | 2734 м глуб. 0,0 сум. 3047,0 | 31,399 / 74,0 тс 0,669 / 2,12 тс*м КЗП = 2,62 / 1,40 |
| 6 | | БТ ПВ 127x9 К ЗП-162-95 127 x 9 мм 7,81 тн (31,2 кг/м) | 250 м глуб. 2734,3 сум. 312,7 | 6,885 / 96,6 тс 0,712 / 3,32 тс*м КЗП = 6,03 / 1,40 |
| 5 |  | УБТ УБТ-177.8 177,8 (71,4) мм 8,10 тн (162,0 кг/м) | 50,0 м глуб. 2984,3 сум. 62,7 | -0,781 / 214,3 тс КЗП > 10 |
| 4 |  | ЗТС БТС 178 (50) мм 145,0 кг | 6,00 м глуб. 3034,3 сум. 12,7 | -8,789 тс КЗП > 10 |
| | | | | |
| 3 |  | Двигатель ДРУ-176М 176 мм 780,0 кг | 5,33 м глуб. 3040,9 сум. 6,1 | -9,059 тс КЗП > 10 |
| 2 |  | Калибратор КЛС215.9 215,9 (100) мм 170,0 кг | 0,40 м глуб. 3046,3 сум. 0,8 | -9,844 тс КЗП > 10 |
| 1 |  | Долото БИТ215,9 215,9 мм 43,0 кг | 0,35 м глуб. 3046,7 сум. 0,3 | -9,956 тс КЗП > 10 |
| | | | | |
Рисунок 2.4 – Компоновка бурильной колонны
| Таблица 2.7 - Скважина / Открытый ствол | ||||
| Описание | от (ствол), м | до (ствол), м | Диаметр, мм | Тип |
| ОТТМБ 244,5x11,1 Д | 0,0 | 976,0 | 222,3 | обсадная колонна |
| Берёзовская К2 (cn-cmp) | 976,0 | 980,0 | 246,2 | открытый ствол |
| Кузнецовская К2 (kz) | 980,0 | 996,0 | 246,2 | открытый ствол |
| Покурская К2-1 (alb-sm) | 996,0 | 1428,0 | 246,2 | открытый ствол |
| Покурская К2-1 (alb-sm) | 1428,0 | 1847,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Алымская K1/ al | 1847,0 | 1943,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Сангопайская K1 | 1943,0 | 2150,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Усть-Балыкская K1 | 2150,0 | 2443,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Сортымская K1 | 2443,0 | 2895,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Баженовская J3 / baj | 2895,0 | 2928,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Георгиевская J3/gr | 2928,0 | 2929,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Васюганская J3+J2/vs | 2929,0 | 2992,0 | 226,4 | открытый ствол |
| Тюменская J2/tum | 2992,0 | 3047,0 | 226,4 | открытый ствол |
| плотность бурового раствора, кг/м3 | 1200 | перепад давления на долоте и ГЗД, МПа | 12,03 |
| твёрдость породы, кг/мм2 | - | коэффициент трения в открытом стволе | 0,3 |
| осевая нагрузка, кН | 98 | коэффициент трения в обсадной колонне | 0,15 |
| скорость вращения долота, об/мин | 60 | k (формула (1) «Инструкция по расчёту бурильных колонн») | 1,15 |
| Таблица 2.8 - Результаты расчёта | ||||||||||||||||||
| Элемент КНКБ / БК | Потеря устойчивости | Нагрузки, кН | Максимальные моменты, Н·м | Максимальные напряжения, МПа | КЗ по статической прочности | |||||||||||||
| № | описание | глубина по стволу (верх), м | вес / вес 1 м, кг | расчётная растягягивающая (верх) | допустимая | расчётный изгибающий | расчетный крутящий | допустимый крутящий | растяжение | изгиб | кручение | эквивалентные | минимальное расчетное | нормированное | глуб. мин. КЗП | |||
| 1 | долото БИТ215,9 | 3046,7 | 43,0 | нет | -97,6 | - | - | - | - | | - | - | - | - | - | - | ||
| 2 | калибратор КЛС215.9 | 3046,3 | 170,0 | нет | -96,5 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 3 | двигатель ДРУ-176М | 3040,9 | 780,0 | нет | -88,8 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 4 | ЗТС БТС | 3034,3 | 145,0 | нет | 86,2 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 5 | УБТ УБТ-177.8 | 2984,3 | 162,0 | нет | -7,7 | 2101,4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 6 | БТ ПВ 127x9 | 2734,3 | 31,2 | нет | 67,5 | 946,9 | 1581,8 | 6982,3 | 32600,2 | 20,2 | 17,2 | 37,2 | 71,3 | 6,031 | 1,40 | 2734 | ||
| 7 | БТ АБТ 114х10 | 0,0 | 11,2 | нет | 307,9 | 726,1 | 971,8 | 6560,6 | 20760,6 | 94,2 | 12,4 | 41,2 | 123,9 | 2,623 | 1,40 | 70 | ||
| Таблица 2.9 - Обобщённые результаты | ||||||||||||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойчивости Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойчивости Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | ||||||||||||
| расчётная кН | допустимая кН | минимально расчетная | норм. | глуб.мин.кзп | расчётная, кН | допустимая, кН | расчётный, Н·м | допуст. Н·м | минимально расчетная | норм. | глуб. мин. | |||||||||
| подъём | нет | 363,8 | 686,7 | 2,416 | 1,4 | 70 | подъём с вращением | нет | 359 | 641,4 | 892,4 | 16210 | 2,44 | 1,5 | 70 | |||||
| спуск | нет | 286,4 | 686,7 | 3,027 | 1,4 | 70 | спуск с вращением | нет | 281 | 641,4 | 794,3 | 17465 | 2,989 | 1,5 | 70 | |||||
| бур. турбин. | нет | 279,3 | 658,3 | 2,623 | 1,4 | 70 | вращ. над забоем | нет | 359,4 | 636,1 | 2510,5 | 16200 | 2,41 | 1,5 | 70 | |||||
| - | - | - | - | - | - | - | бурение роторное | нет | 300,7 | 569,3 | 9169,2 | 17279 | 2,177 | 1,5 | 70 | |||||