Технология бурения

                      кгс

Общая длина

l₀ = 147 + 12 = 159 м

Расчет колонны бурильных труб:

    Для всей бурильной колонны  с учётом глубины скважины, неосложнённых  условий бурения примем трубы  ПК, так как они обладают повышенным  пределом выносливости, с наружным  диаметром 127 мм, толщиной стенки 9 мм группы прочности Д и Е.

   Для всех способов бурения  рекомендуется устанавливать над  УБТ секцию длиной не менее  250-300 м из труб возможно более  низкой группы прочности с  максимальной толщиной стенки  для плавного перехода по жёсткости  от УБТ к КБТ. Примем 1-ю над УБТ секцию КБТ длиной 250 м.

Проверяю эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по следующим выражениям:

где К —  коэффициент, учитывающий влияния  сил трения, сил сопротивления  движению бурового раствора и сил  инерции, К=1,15; - перепад давления в долоте, кгс/мм²; при роторном способе бурения =7,85МПа=0,8 кгс/мм²;  m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции колонны бурильных труб;  Q_6i - вес i-ой секции колонны бурильных труб, кгс; Q_KH - вес компоновки  низа бурильной колонны,  кгс;  Q_p – растягивающая нагрузка, кгс;  F_к - площадь поперечного сечения канала трубы, мм². F_к = 8107 мм ; q_i - приведенный вес 1 м трубы i-ой секции;    i - длина i-ой секции бурильных труб, м;  Q_o - осевое усилие (вес компоновки УБТ), кгс;  F - площадь поперечного сечения трубы, F= 4560 мм².

                      

                  

                        

 

                          

Таким образом, бурильные трубы удовлетворяют всем требованиям.

Для компоновки второй секции рассмотрим бурильную  трубу ПК 127х9 Д (ЗП-162-95).

Проверим  эти трубы на сопротивление усталости.

            

     

                 

                          

                    

                         

         Наибольший  изгибающий момент

                                    

                                    

         Наибольшее напряжение изгиба

                         

где W_oc - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 93,57 см .

Постоянные  напряжения осевого усилия:

                           _m = Q/F = 15987/3405=4.7 кгс/мм

                           

  Сопротивление усталости бурильной  колонны, находящейся под действием  переменных во времени нормальных  напряжений от изгиба, постоянных  напряжений от кручения, характеризуется  расчетным значением коэффициента  запаса прочности

                          

где - предел  выносливости  трубы, =  13,5  кгс/мм²; - амплитуда переменных напряжений изгиба, = ; - предел прочности, = 65 кгс/мм²; - постоянное напряжение от растяжения, кгс/мм².

      

что больше нормативного значения n = 1,5.

Допускаемая из условий статической прочности  по телу трубы длина m-ой секции бурильной  колонны l_m определяется из выражения:

                                

                        

где - максимальная допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы m-ой секции, кгс; — коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. Примем = 1,04; F_к-площадь поперечного сечения канала трубы m-ой секции, F - площади поперечного сечения тела трубы m-ой секции, мм ; n - нормативный коэффициент запаса прочности, n=1,5.

                             

         

                           

                                                   

Общая длина  скомпонованной части БК равна

                l₀+ l₁+ l₂= 159+250+1409=1818м

Для компоновки третьей секции рассмотрим бурильные трубы ПК 127х9 Д (ЗП-178).

 Сопротивление  усталости определяю аналогично  предыдущему

                                                                                             

                                                                                                                               

                    

                    

                   

                    

         Наибольший  изгибающий момент

                              

        Наибольшее напряжение изгиба

                    

где W_oc - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 93,57 см .

Постоянные  напряжения осевого усилия:

                      _m = Q/F = 84518/3405= 24,7

                     

                     

 

Крутящий  момент, который необходимо приложить  к БК определяется из выражения

                       

Запас прочности  по касательным напряжениям определяется по пределу текучести

                       

                      

                       

что больше нормативного значения n = 1,5.

Определяю допускаемую  длину 3-й секции бурильной колонны, при этом

                         

 

       

        l₀+ l₁+ l₂ +l₃= 159+250+1409+1685=3503 м

Таким образом, бурильная труба удовлетворяет всем требованиям и является последней в компоновке бурильной колонны.

12. Выбор комплектной буровой установки

 

При выборе типа буровой установки в качестве исходного условия принимается  глубина бурения, а затем проверяют  подходит ли она по нагрузке на крюке. Расчетный вес самой тяжелой  обсадной колонны или нагрузка, возможная  при ликвидации прихвата бурильной  колонны, не должны превышать допускаемой  нагрузки на крюке.

По правилам безопасности выбор буровой установки  должен производиться с таким  расчетом, чтобы сумма статических  и динамических нагрузок при спуске наиболее тяжелых бурильных и  обсадных колонн, а также при ликвидации аварий не превышала величину параметра  «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной  буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны  и наибольшей расчетной массы  обсадных колонн не должны превышать  соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке».

Выбор проводим по наибольшей из указанных нагрузок (8).

Вес эксплуатационной колонны       G_эк=l_эк∙q_эк,                                               где l_эк - длина эксплуатационной колонны, q_эк - теоретический вес I м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, q_эк=336 Н/м (ОТТГ с нормальной муфтой)[2]:                                                                      G_эк= 3500 • 336 = 1176000 Н                                                                                  Вес бурильной колонны с УБТ:                                                                              G_бк = 236406 + 250∙40,6+1409∙31,22 + 1685∙31,94 = 1352,4 кН                           По глубине бурения выбираем буровую установку БУ 3200/200 ЗУК – ЗМА. Грузоподъемность данной установки составляет 2000 кН. Допускаемая нагрузка на крюке 3200 кН. Проверяем установку по грузоподъемности, для этого рассчитываем                                                                                          1352,4 кН< 0,6∙2000=1200 кН, 1176 кН < 0,9∙2000=1800 кН.                              Таким образом, выбранная установка удовлетворяет всем требованиям.

               

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В данном проекте рекомендовано бурение эксплуатационной вертикальной скважины на Изяславской площади с использованием новейших технологий и достижений в области нефтяных и газовых скважин для получения наивысших технико-экономических показателей.

Улучшение режима бурения достигается тем, что рационально подбирается  гамма долот и забойных двигателей, что увеличивает проходку долот  и межремонтный период забойных двигателей.

Увеличение  межремонтного периода было достигнуто также тем, что применялась более  качественная очистка бурового раствора и применением смазочных добавок  таких, как графит и нефть.

Применение  кустового бурения уменьшает  стоимость буровых работ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованных источников:

 

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности' ГТБ 08-- 624-03: утв. Гостехнадзором России 05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М ГУЛ «НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.

2. «Трубы нефтяного сортамента»: Справочник Пол общей ред. А.Е.Сарояна. - 3-е изд., перераб. И доп. - М.. Недра, 1987. - 488 с.

3. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений [Текст] / М. Г. Абрамсон Б. В. Байдюк, В. С. Зарецкий и др.—М.: Недра, 1984. - 207 с.

4. Амбросимов М.Г. Инструкция  по эксплуатации шарошечных долот  при бурении эксплуатационных, разведочных  и других скважин на углеводородное  сырьё/ М.Г. Амбросимов, В.П. Братинцев,  Ю.И. Владиславлев РД39-0148052-525-86-М.: МНП, НПО «Бурение» 1987.-203 с.

5. Ганджумян Р.А. Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин / Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. Справочное пособие. Под. ред. А.Г. Калинина.- ОАО «Издательство недра «Недра»», 2000-498 с.

6. Даниленко О.Д. Инструкция по расчёту бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. Руководящий документ О.Д. Даниленко, К.Н. Джафаров, В.Г. Колесников – М.: 1997.-156 с.

7. Игошин В.П. Инструкция по эксплуатации бурильных труб РД39-013-90/В.П. Игошин, Б.С. Баркан. – Куйбышев: 1990.-227 с.

8. Буровое оборудование: Справочник в 2-х т./ Абубакиров В. Ф, Архангельский В. Л., Буримов Ю. Г. и др. М.: Недра, 2000. - Т. 1.