Технологія будівництва свердловини

Грунтово-рослинний шар, піски і супіски жовті, різнозернистий, поліміктовимі; глини, суглинки жовті.

Некрасовська

Pg _3-Nnk

62

212

150

0

Глини оливково-зелені, жирні, пластичні, тонкослоістих, кварцові, кварц-полешпатові.

Чеганская

Pg ₂ ​​- Pg ₃ cg

212

357

145

0

Глини темно-сірі, сірі, з прошарками слабосцементірованних алевролітів і пісків поліміктових.

Люлінворская

Pg ₂ ll

357

507

150

0

Глини світло-сірі, до темних. Зеленувато-сірі, дрібно-і грубозернисті

Талицько

Pg ₁ tl

507

568

61

0

Глини темно-сірі, щільні, в'язкі, іноді грудкуватих, алевроліти різнозернистий, у верхній частині мергель сірий з зеленуватим відтінком

Ганькінская

До ₂ gn

568

712

144

0

Глини темно-сірі, сірі, алеврітістие, щільні з прошарками опок.

Славгородська

До ₂ sl

712

772

60

0

Глини темно-зелені, сірі, опоковідние, щільні. Алевроліти піскуваті, темно-сірі, щільні. Піски сірі, дрібнозернисті.

Іпатовський

До ₂ ip

772

852

80

0

Чергування глин, пісковиків і алевролітів. Глини, темно-сірі, жирні на дотик, щільні. Пісковики сірі дрібнозернисті; алевроліти сірі, темно-сірі піскуваті.

Кузнецовська

До ₂ kz

852

867

15

0

Глини темно-сірі, жирні на дотик, до ходів плоедов.

Алимская

До ₁ al

1667

1762

95

0

Нерівномірний переслаіваніе аргіл-літів, пісковиків і алевролітів. Аргіл-літи темно-сірі, шаруваті, плитчаста. Пісковики сірі і світло-сірі, різно-зернисті, поліміктовимі, ​​слабосцемен-тованої. Алевроліти сірі, темно-сірі щільні, шаруваті, разнозерні-ті.

Індекс страт. підрозділи

Інтервал

Коротка назва гірської породи

Щільність, кг / м ³

Пористість,%

Глинистого,%

Твердість,

кгс

мм ²

Проніца-емость, мдарсі

Коефіцієнт абразивності

Категорія породи по промисловій класифікації

від

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Q

0

62

Піски

Глини

1,9

2,2

35

10

10

90

-

10

2000

0

10

04

М'які

М'які

Pg _3-N nk

62

212

Глини

Піски

2,2

1,9

10

30

80

20

-

10

0

100

10

04

М'які

М'які

Pg _{2-Pg 3} cg

212

357

Глини

Алеврити

Піски

2,2

2,0

2,0

10

15

15

100

50

25

10

10

-

0

5

10

04

04

10

М'які

М'які

М'які

Pg ₂ ​​ll

357

507

Глини

Алевроліти

2,2

2,1

10

15

100

50

10

10

0

5

04

04

М'які

М'які

Pg ₁ tl

507

568

Глини

Алевроліти

2,2

2,1

10

15

100

50

10

10

0

10

04

04

М'які

М'які

K ₂ gn

568

712

Глини

2,3

10

90

10

0

03

М'які

K ₂ sl

712

772

Глини

Алевроліти

Піски

2,3

2,2

2,0

10

15

15

100

20

20

10

10

-

0

5

5

04

04

10

М'які

М'які

М'які

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

K ₂ ip

772

852

Алевроліти

Пісковики

Глини

2,2

2,2

2,3

15

15

10

20

20

100

10

10

10

5

10

0

10

10

04

М'які

М'які

М'які

До ₂ kz

852

867

Глини

2,3

10

95

15

0

04

МС

До _1-2 pk

867

1667

Алевроліти

Глини

Пісковики

Аргіліти

Пісковики

2,2

2,3

2,0

2,4

2,2

25

10

30

5

25

20

90

10

95

20

20

10

17

15

20

50

0

500

0

100

10

04

10

04

10

Середня

Середня

Середня

Середня

Середня

До ₁ al

1667

1762

Аргіліти

Пісковики

Алевроліти

2,4

2,3

2,3

5

20

20

95

5

5

15

20

20

0

20

15

03

10

10

Середня

Середня

Середня

K ₁ kls

1762

1867

Аргіліти

Алевроліти

Пісковики

2,4

2,3

2,3

5

17

18

95

20

10

15

20

20

0

15

20

04

06

10

Середня

Середня

Середня

До ₁ tr

1867

2352

Пісковики

Аргіліти

Алевроліти

2,3

2,4

2,3

20

5

19

5

95

5

20

15

20

25

0

25

10

04

06

Середня

Середня

Середня

До ₁ klm

2352

2672

Аргіліти

Пісковики

Алевроліти

2,4

2,3

2,3

5

18

17

95

5

5

15

20

20

0

30

20

04

10

10

Тверда

Тверда

Тверда

J ₃ bg

2672

2690

Аргіліти

2,4

5

95

50

0

06

Тверда

J ₃ vs

2690

2750

Аргіліти

Пісковики

Алевроліти

2,4

2,3

2,4

15

17

16

95

2

3

50

100

80

0

200

50

04

10

06

Тверда

Тверда

Тверда

Індекс пласта

Інтервал, м

Тип колектора

Щільність, г / см ³

Рухливість, мкм ² / мПа * с

Вміст сірки,%

Зміст парафіну,%

Вільний дебітм ³ / доб

Параметри розчиненого газу

від

до

в пластових умовах

після дегазації

Газовий фактор, м ³ / м ³

Вміст вуглекислого газу,%

Вміст сірководню,%

Відносна щільність газу по повітрю, кг / м ³

Коефіцієнт стисливості

Тиск насичення в пластових умовах, МПа

Ю _{¹ січня}

Ю ^{₃ Січень}

2690

2700

2695

2717

порово.

порово.

0,804

0,804

0,848

0,848

0,015

0,015

0,52

0,52

4,81

4,84

212 *

34

30

-

-

-

-

1,11

1,11

-

-

2,5

2,5

Індекс пласта

Індекс стратиграфічного підрозділу

Інтервал, м

Тип колектора

Щільність, г / см ³

Фазова проникність, мдарсі

Вільний дебіт, м ³ / доб

Хімічний склад води в г / л

Ступінь мінералізації, м / л

Тип води за Сулину ГКН (М) - гідрокарбонатно-натрієва (магнієвий) ХЛМ-хлормагніевий ХЛН-хлорнатрієвої ХЛК-хлоркальциевого

Відноситься до джерела питного водопостачання (так, ні)

Аніони

Катіони

від

до

Cl ^-

SO ₄ ^-

HCO ₃ ^-

Na ⁺ K ⁺

Mg ^{+ +}

Ca ^{+ +}

група ПК

група А

Ю ^{₃ Січень}

Q, Pg ₁ -

Pg ₃

K _1-2

K ₁

K ₁

J ₃

20

86

7

17

62

2260

2720

568

17

20

2000

2670

2750

пір

пір

пір

пір

пір

1,0

1,0

1

1,01

1,01

1,02

500

300

20

30

10

1,0

200,0

3,0

12,0

5,6

-

50

21

99

10

-

-

1, 0

-

-

-

0

28

1,0

1,2

-

48,0

15,0

86,0

11, 6

-

1, 0

18

5,0

0,2

0

1,0

17

9

0,8

0,79

15,0

18,0

17,0

33,4

ГКР

ХЛК

ГКН

ХЛН

ХЛК

Так

Ні

Ні

Ні

Ні

Індекс страт. підрозділи

Інтервал, м

Градієнт тиску

від

до

пластового

порового

гідророзриву порід

гірського

кгс / см ² на м

джерело отримання

кгс / см ² на м

джерело отримання

кгс / см ² на м

джерело отримання

кгс / см ² на м

джерело отримання

від

до

від

до

від

до

від

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Q

Pg ₃ - N nk

Pg ₂ ​​- Pg ₃ cg

Pg ₂ ​​ll

Pg ₁ tl

K ₂ gn

K ₂ sl

K ₂ ip

K ₂ kz

K _1-2 pk

0

62

212

357

507

568

712

772

852

867

62

212

357

507

568

712

772

852

867

1667

0, 0

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

0,0

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

0,0

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,18

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,18

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

0,0

0,2

0,2

0,21

0,21

0,21

0,22

0,22

0,22

0,22

0,2

0,2

0,21

0,21

0,21

0,22

0,22

0,22

0,22

0,23

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

ПГФ

Індекс страт. подраз-ділення

Інтервал, м

Макси-мальна інтенсив-ність поглинання-ня, м ³ / год

Відстань від гирла свердловини до статичного рівня при його максимальному зниженні, м

Чи є втрата циркуля-ції (так, ні)

Градієнт тиску поглинання, кгс / см ² на м

Умови виникнення

від

до

при розтині

після ізоляційних робіт

Q-Pg _{1-Pg 3}

K _1-2

0

650

530

2380

1

1

10

30

немає

немає

0,15

0,12

0,20

0,18-0,20

Збільшення щільності промивної рідини проти проектної, репресія на пласт> 20% понад гідростатичного тиску (часткове поглинання в піщаних породах)

Індекс страт. підрозділи

Інтервал, м

Бурові розчини, що застосовувалися раніше

Час до початку ускладнення, діб

Заходи з ліквідації наслідків (опрацювання, промивка і т.д)

від

до

тип розчину

Щільність, г / см ³

додаткові дані по розчину, що впливають на стійкість порід

Q + Pg ₂ + Pg ₁

K _1-2

K ₁

0

1300

1762

530

1660

2257

глинистий

глинистий

глинистий

1,04

1,16

1,18

В> 10 см ³ за 30 хв

В> 10 см ³ за 30 хв

В> 10 см ³ за 30 хв

3,0

2,5

2,0

Опрацювання, промивка, збільшення щільності та зниження водовіддачі промивної рідини

Індекс страт. підрозділи

Інтервал, м

Вид виявляючи-емого флюїду

Довжина стовпа газу при ліквідації газопроявле-ня, м

Щільність суміші при прояві для розрахунку надлишкових тисків, г / см ³

Умови виникнення

від

до

внутрішнього

зовнішнього

До ₁

J ₃

J ₃

2260

2690

2720

2670

2717

2750

вода

нафту

вода

-

-

-

1,01

0,848

1,025

1,01

0,804

1,025

Зниження протидії тиску на пласт нижче гідростатічес-кого. Недотримання проектних параметрів бур. розчину

Індекс страт. підрозділи

Інтервал, м

Вид прихвата

Розчин, при застосуванні якого стався прихват

Наявність обмежень-ний на ос-тавленіе інструмен-та без дви-жения або промивання (так, ні)

від

до

тип

пліт-ність, г / см ³

водовіддача, см ³

30 хв

змазування-вающие добавки (назва)

Q-Pg _2-3

K ₁

K ₁

0

650

2000

530

2000

2380

від обвалу нестійких порід і задо-лінки інстру-мента

від заклинювання бур. інстру-менту і сальнікообразованія

від перепаду пластового тиску

глин.

глин.

глин.

1,10

1,10

1,19

15,0

15,0

10,0

-

-

-

та

та

та

№ пп

Найменування досліджень

Масштаб запису

Заміри і відбори проводяться:

На глибині, м

В інтервалі, м

від

до

1

2

3

4

5

6

Кондуктор (0-650 м)

У відкритому стовбурі

1.

2.

3.

Стандартний каротаж зондом А2.0 М0.5 N, ПС *

Кавернометрія *

Інклінометрії

1:500

1:500

через 10м

650

650

650

0

0

0

650

650

650

В обсаджених стовбурі

1.

2.

Акустична цементометрія (АКЦ із записом ФКД)

Густинне цементометрія (ЦМ-8-12)

1:500

1:500

650

650

0

0

650

650

Експлуатоціонная колона (650-2750 м)

У відкритому стовбурі

1.

2.

3.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

Стандартний каротаж зондом А2.0 М0.5 N, ПС *

Стандартний каротаж зондами, А2.0 М0.5 N, N 6.0 М0.5 N, ПС

Кавернометрія *

Кавернометрія *

БКЗ зондами А0.4 М0.1 N; А1.0 М0.1 N; А4.0 М0.5 N; А8.0 М0.5 N; А0.5 М2.0А

Індукційний каротаж (ІК) **

Бічний каротаж (БК)

Акустичний каротаж (АКШ) *

Мікрозонд (МКЗ), мікробоковой (МБК) *

Гамма-гамма плотностной каротаж (ДГП) *

Резистивіметрія *

1:500

1:200

1:500

1:200

1:200

1:200

1:200

1:200

1:200

1:200

1:200

1:200

1:200

2750

2750

2750

2750

2750

2750

в інтервалі БКЗ

2750

2750

2750

650

2220

650

2600

2600

2220

в інтер-ле

БКЗ

2600

2600

2600

2750

2750

2600

2750

2750

2750

в інтервалі БКЗ

Примітка: *) дослідження проводяться в одній субвертикальних свердловині куща; **) можливий запис ВІКІЗ.

2. ТЕХНОЛОГІЯ БУДІВНИЦТВА СВЕРДЛОВИНИ

2.1 Проектування профілю свердловини

Вихідні дані:

1. Глибина свердловини по вертикалі (Н), м 2750

2. Відхід (А), м 1500

3. Довжина вертикальної ділянки (h _1), м 200

4. Глибина спуску кондуктора (L), м 650

Спосіб буріння - турбінний

Вибираємо 4-х інтервальний профіль з ділянками - вертикальний, набору, стабілізації, спаду зенітного кута.

Набір зенітного кута здійснюється при бурінні під кондуктор.

Визначимо допоміжний кут a 'за формулою

(2.1)

Очевидно, що максимальний зенітний кут буде більше a ',

a _ор = a '+5 ⁰ = = 35 ^0.

Виберемо кут входження в пласт a _к = 20 ^0.

Середній радіус викривлення в інтервалі збільшення зенітного кута 0 ... 35 ⁰ складе R _​​1 = 700 м.

Середній радіус кривизни на ділянці падіння зенітного кута від 35 ⁰ до 20 ⁰ дорівнює

Максимальний зенітний кут розраховуємо за формулою:

де A ₁ = A + R ₂ (1-cos a _к) = 1500 +2225 (1-cos20 ⁰⁾ = 1634 м

H ₁ = H + R ₂ sin a _к = 2750 +2225 sin20 ⁰ = 3511 м

Підставляючи отримані значення знаходимо a = 34 ⁰

Знаходимо довжини ділянок стовбура свердловини ℓ _i та їх горизонтальні a _i і вертикальні h _i проекції.

1. Вертикальний ділянку

а ₁ = 0; h ₁ = 200 м; ℓ ₁ = h ₁ = 200 м

2. Ділянка набору зенітного кута

a ₂ = R _{1 (1-cos} a) = 700 (1-cos 34 ⁰⁾ = 120 м

h ₂ = R ₁ sin a = 700 sin 34 ⁰ = 391,4 м

ℓ ₂ = R ₁ a / ​​57,3 = 700 × 34/57, 3 = 415,4 м

3. Ділянка стабілізації

a ₃ = h ₃ × tg a = 1675,4 × tg 34 ⁰ = тисячу сто тридцять три м

h ₃ = H ₁ - (h ₁ + h ₂ + h ₄₎ = 2750 - (200 +391,4 +483,2) = 1675,4 м

ℓ ₃ = h ₃ / cos a = 1675,4 / cos 34 ⁰ = 2020,9 м

4. Ділянка спаду зенітного кута

a ₄ = R ₂ (cos a _до - cos a) = 2225 (з os 20 ⁰ - cos 34 ⁰⁾ = 246,2 м

h ₄ = R ₂ (sin a - sin a _к) = 2225 (sin 34 ⁰ - sin 20 ⁰⁾ = 483,2 м

ℓ ₄ = R ₂ (a - a _к) / 57,3 = 2225 × (34-20) / 57,3 = 543,6 м

Таблиця 2.1 - Результати розрахунків

Ділянка	а i, м	h i, м	ℓ i, м
1. Вертикальний	0	200	200
2. Набір зенітного кута	120	391,4	415,4
3. Стабілізації	1133	1675,4	2020,9
4. Спаду зенітного кута	246,2	483,2	543,6
5. Сума	1499,5	2750	3180

2.2 Проектування конструкції свердловини

2.2.1 Обгрунтування числа обсадних колон і глибини їх спуску

Обгрунтування виробляємо за графіком суміщених тисків.

Як видно з графіка, по розрізу свердловини несумісних інтервалів буріння немає. Тому, вибираючи конструкцію свердловини слід виходити з інших умов. У даному випадку з метою перекриття обвалонебезпечних глин люлінворской і Талицько світ, на глибину 650 м спускається кондуктор з установкою черевика в щільні ганькінскіе свити.

Експлуатаціонаая колона спускається до забою (2750 м) з метою зміцнення стінок свердловини і розміщення в ній технологічного обладнання для експлуатації свердловини, роз'єднання пластів.

2.2.2 Вибір діаметрів обсадних колон і доліт

Діаметр експлуатаційний колони задається замовником, виходячи з умов експлуатації, проведення дослідних, геофізичних, ремонтних робіт. Експлуатаційну колону діаметром 168 мм вибираємо відповідно до вимог замовника.

Діаметр долота:

, Δ = 5 ÷ 10 мм,

де D _м = 0,186 м - діаметр муфти обсадної колони,

,

Кондуктор: D _к = D _д +2 × δ, де δ - зазор між долотом і внутрішньою поверхнею кондуктора, приймається рівним від 3 до 10 мм.

D _к = 0,2159 ^{+2. 6.} 10 ³ = 0,2279 м

Діаметр кондуктора приймаємо рівним 0,2445 м.

Визначимо діаметр долота при бурінні кондуктора:

D _Д.К. = 0,270 ^{+2. 8.} 10 ^-3 = 0,286 м.

Діаметр долота при бурінні під кондуктор 0,2953 м.

Результати розрахунків представлені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Конструкція свердловини

2.3 Вибір бурових розчинів і їх хімічна обробка по інтервалам

Тип бурового розчину і його параметри вибираємо з умови забезпечення стійкості стінок свердловини і забезпечення необхідного протитиску на ФЛЮЇДОНАСИЧЕНИХ пласти, які визначаються фізико-хімічними властивостями гірських порід що становлять розріз свердловини (таблиця 1.2) і пластовими тисками (таблиця 1.5). При виборі розчинів слід керуватися досвідом, накопиченим при бурінні в проектному горизонті. Вибір типів і параметрів промивальної рідини виробляємо згідно з регламентом з бурових розчинів, прийнятого на даному підприємстві, який представлений у таблиці 2.3.

При бурінні під кондуктор використовується, напрацьований на попередній свердловині або приготовлений з глинопорошків, глинистий розчин. Буріння під експлуатаційну колону ведеться на полімергліністом розчині, який виходить з розчину залишився після буріння попереднього інтервалу, шляхом його дообработкі.

Таблиця 2.3 - Поінтервальная хімічна обробка бурових розчинів

2,02

0,08

Na КМЦ 80/800

1,0

1,6

СНПХ ПКЦ-0515

0,87

200 л. на свердловину

Вода

1,0

916,802

2930-3180

Глінопрошок

1,08

2,60

136,5

Сайпан

1,40

1,32

Габройл HV

1,85

0,14

НТФ

1,18

0,07

Каліцініров. сода

2,5

0,16

ТПФН

2,5

0,09

ФК-2000

1,00

3,640

Nа КМЦ 80/800

1,0

1,6

Каустична сода

2,, 02

0,08

Вода

1,0

938,0

Інтервал буріння, м

2. Визначення необхідної кількості бурового розчину

Обсяг запасу бурового розчину на поверхні додатково до обсягу розчину, що знаходиться в циркуляції, повинен бути не менше двох об'ємів свердловини.

Максимальний обсяг свердловини прібуреніі під експлуатоціонную колону становить:

V _вкв = 0,785 (Д _до ^2. L _до + d _Д ² (L ₂ - L ^_к). До _к1 + d _Д ² (L _c - L ^_2). До _к2) = 0,785 (0,2267 ^2. 690 + 0,2159 ^2. (2557 - ^690). 1,7 + 0,2159 ² (3180 - ^2557). 1,1) = 208 м ³

де:

Д _к - внутрішній діаметр кондуктора, м;

L _к - глибина спуску кондуктора по стовбуру, м;

L ₂ - початок інтервалу глибини свердловини з коефіцієнтом кавернозному До _к2;

L _c - Глибина свердловини по стовбуру, м;

d _Д - діаметр долота при бурінні свердловини під експлуатоціонную колону, м;

До _к1, К _к2 - коефіцієнти кавернозному.

Необхідний обсяг запасу бурового розчину на поверхні має становити 2 V _вкв = 416 м ^3.

Для зберігання запасу бурового розчину в тілі куща передбачається будівництво комори об'ємом 500 м ^3.

2.4 Вибір способу буріння

Основні вимоги до вибору способу обертання долота визначаються необхідністю забезпечення успішної роботи, проводки стовбура свердловини з високими техніко-економічними показниками.

Вибір способу буріння залежить від технічної оснащеності підприємства (парк бурових установок, бурових труб, забійних двигунів і т.п.), досвіду буріння в даному районі.

Для буріння даної свердловини вибираємо буріння за допомогою гідравлічних забійних двигунів. Турбінний спосіб має ряд переваг у порівнянні з роторним способом буріння:

• механічна швидкість вище, ніж при роторному способі буріння;

• полегшує відхилення стовбура в необхідному напрямку;

• можна використовувати всі види промивної рідини за винятком аерірованной;

• можливість застосування в колоні бурильних труб легкосплавних і тонкостінних сталевих труб;

• поліпшуються умови роботи, відсутні шум і вібрація.

2.5 Вибір компонування і розрахунок бурильної колони

Вихідні дані:

1. Свердловина похило-спрямовану

2. Профіль чотирьох інтервальний

3. Глибина свердловини по вертикалі (Н _с), м 2750

4. Глибина вертикальної ділянки (Н _в), м 200

5. R ₁ = 700 м, R ₂ = 2225 м, L = 3180 м

6. Діаметр турбобура (Д _т), м 195

7. Вага турбобура (G _m), Н 47900

8. Довжина турбобура (ℓ _1), мм 25700

9. Діаметр долота (Д _д), мм 215,9

10) Перепад тиску в турбобура (D Р _т), МПа 3,9

11) Густина бурового розчину (r), кг / м ^{березня} 1150

2.5.1 Розрахунок обважнених бурильних труб (УБТ)

Діаметр УБТ вибирається з конструкції свердловини та умови забезпечення необхідної жорсткості труб. Для нормальних умов при бурінні долотом 215,9 мм приймається УБТ діаметром 178 мм. Діаметр бурильних труб приймаємо Д _бт = 127 мм.

тому що 0,71 <0,75 ¸ 0,85, то

необхідно в компонування включити одну свічку УБТ Æ 159 мм для недопущення великої концентрації напружень у цьому перехідному перерізі.

Довжина УБТ визначається з умови, що бурильна колона не переходила в III форму стійкості

(2.3)

Знаходимо ℓ _кр = 45,8 м; Р _кр ^III = 93088,7 Н

Визначаємо довжину УБТ ℓ _0,

Довжина однієї свічки УБТ становить 24 м, отже довжина УБТ

ℓ _УБТ = 72 м (3 свічки).

Визначимо вагу УБТ:

2.5.2 Розрахунок сталевих бурильних труб (СБТ)

Визначимо довжину СБТ:

(2.6)

де q ₀ - вага 1 м СБТ діаметром 127 мм, q ₀ = 262 н / м;

G _Сбт - повна вага СБТ;

Довжина свічки 24 м, тому приймемо кількість свічок рівне 21, а довжина сталевих труб 504 м.

2.5.3 Розрахунок легкосплавних бурильних труб (ЛБТ)

ℓ _ЛБТ = Н _вкв - ℓ _УБТ - ℓ _СБТ = 3180 - 72 - 504 = 2604 м

приймаємо ℓ _ЛБТ = 2616 м (109 свічок).

2.5.4 Розрахунок бурильної колони на міцність

Розрахунок ведеться за рівнянням Сушон

Т _у = Т _н ехр (Da × f) + b × q × ℓ × exp (0.5 Da × f) × (cos `a ± f sin` a), (2.7)

де f - коефіцієнт опору руху;

b - коефіцієнт враховує архимедову силу;

a - середній зенітний кут;

"-" - Ділянка набору зенітного кута.

f = 0,18 - для глинистих порід

Для зручності обчислень складемо таблицю 2.5.

Таблиця 2.5 - Характеристики небезпечних перерізів бурильної колони

Для прикладу наведемо розрахунок Т _в для ділянки 2-3, інші ділянки розраховуються аналогічно.

Т _В2-3 = 203,4 × 10 ³ ехр (0 × 0,18) +262 × 32,4 × 0,86 × ехр (0,5 × 0 × 0,18) × (cos 34 +0,18 × sin 34) = 210,18 кН.

Далі проводиться перевірка умови s _сум £ [s], (2.8)

Де

Вихідні дані для розрахунку

Р _н = 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2,1 · ¹⁰ листопаду Па

R ₁ = 700

n = 1,45

s _т = 300 МПа

Результати розрахунків для наочності представлені в таблиці 2.6.

Таблиця 2.6 - Результати розрахунків

Точки	Т, кН	s р, МПа	s і, МПа	s сум, МПа
5	462,93	101,0	7,35	108,35
6	481,6	105,0	0	105,0

_сум

Отже умова міцності виконується.

2.5.5 Вибір компонувань бурильного інструменту

Правильно вибрана компонування дозволяє без ускладнень, з найменшими витратами пробурити свердловину до проектної глибини.

Для руйнування гірської породи застосовуємо трехшарошечние долота. З метою створення осьового навантаження на долото і для підвищення жорсткості бурильної колони застосовуємо УБТ. Для передачі обертання долоту використовують турбобури.

Вибрані компонування бурильного інструменту представлені в таблиці 2.7.

2.6 Проектування режиму буріння

2.6.1 Розробка гідравлічної програми проводки свердловини

Вихідні дані:

1. Глибина свердловини по стовбуру - 3180 м;

2. Тип долота - III -215,9 МЗ-ГВ;

3. Конструкція низу бурильної колони:

• долото III -215,9 МЗ-ГВ-R 155;

• турбобур 3ТСШ1-195;

• УБТ Æ 178 мм - 10 м;

• ТБПВ 127х9;

• ЛБТ 147х9;

4. Параметри промивної рідини:

• r = 1100 кг / м ^3;

• УВ = 25 ¸ 30 сек;

• ПФ = 5 ¸ 6 см ³ / 30хв.

Таблиця 2.7 - Компоновки низу бурильної колони (КНБК)

Примітка:

1 Можливо використання інших типів доліт вітчизняного або імпортного виробництва за кодом IADC 437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточнюється технологічною службою бурового підприємства в процесі буріння за результатами інклінометрії.

2.6.2 Вибір витрати промивної рідини

- Вибір витрати промивної рідини здійснюється виходячи з умови задовільною очищення вибою:

(2.13)

де q = 0,65 м / с - питома витрата;

F _з - площа забою;

(2.14)

де D _д - діаметр долота.

D _д = 215,9 мм;

м ^2;

м ³ / с.

- Вибір витрати, виходячи з умов виносу найбільш крупних частинок шламу:

(2.15)

де U _oc - швидкість осідання великих частинок шламу;

F _кп - площа кільцевого простору, м ^2;

(2.16)

де d _ш - середньої діаметр великих частинок шламу;

r _п - густина породи, кг / м ^3;

r - щільність промивної рідини, кг / м ^3.

d _ш = 0,0035 +0,0037 × D _д; (2.17)

(2.18)

де D _тр - діаметр турбобура, м.

d _ш = 0,0035 +0,0037 * 0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м / с;

м ^2;

м ³ / с.

- Вибір витрати з умови нормальної роботи турбобура:

де М _уд - питома момент на долоті;

G - вага турбобура;

М _с - момент турбобура при витраті Q _c рідини r _с;

r - щільність рідини, при якій буде використовуватися турбобур.

к - коефіцієнт враховує втрати моменту в осьовій опорі турбобура рівний 0,3.

Параметри вибійного двигуна 3ТСШ1-195:

М _g = 1200 Нм; Q _c = 0,03 м ³ / с; r _з = 1000 кг / м ^3; r = 1100 кг / м ^3, М _с = 1500 Н / м.

м ³ / с.

З трьох витрат Q _1, Q _2, Q ₃ вибираємо максимальна витрата: 0,03 м ³ / с і далі в розрахунках будемо приймати цей витрата.

3. Розрахунок втрат тиску в циркуляційній системі

Втрати тиску в циркуляційній системі бурової установки визначаються як сума всіх втрат тиску в елементах циркуляційної системи складається з:

1. наземної обв'язки, що включає стояк, буровий шланг, вертлюг, провідну трубу;

2. легкосплавних бурильних труб;

3. сполучних елементах (замках) ЛБТ;

4. сталевих бурильних труб;

5. замків СБТ;

6. обважнених бурильних труб;

7. турбобура;

8. бурового долота (насадки);

9. кільцевого простору проти перелічених вище елементів з 2) по 7).

Стосовно до ЗД і долоту прийнято говорити не втрати, а перепади тиску, тому що останні створюються навмисно.

2.6.3.1 Розрахунок втрат тиску в наземній обв'язці

D Р = а × Q ² × r _ж; (2.19)

Втрати тиску в стояку

a = 3,35 × 10 ⁵ Па × з ² / м ³ × кг; D Р = 3,35 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 0,33 МПа

Втрати тиску в шлангу

a = 1,2 × 10 ⁵ Па × з ² / м ³ × кг; D Р = 1,2 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 0,12 МПа

Втрати тиску в вертлюг

a = 0,9 × 10 ⁵ Па × з ² / м ³ × кг; D Р = 0,9 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 0,09 МПа

Втрати тиску в провідній трубі

a = 1,8 × 10 ⁵ Па × з ² / м ³ × кг; D Р = 1,8 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 0,18 МПа

Втрати тиску в маніфольд

a = 13,2 × 10 ⁵ Па × з ² / м ³ × кг; D Р = 13,2 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 1,31 МПа

SD Р _ОБВ = 0,33 +0,12 +0,09 +0,18 +1,31 = 2,03 МПа

2. Розрахунок втрат тиску в ЛБТ

Внутрішній діаметр Д _в = Д _н -2 d = 0,147-2 × 0,009 = 0,129 м

Площа прохідного перерізу S = p × Д _в ² / 4 = 3,14 × (0,129) ² / 4 = 0,013 м ²

Швидкість течії рідини V = Q / S = 0,03 / 0,013 = 2,3 м / с

Узагальнений критерій Рейнольса визначаються за формулою

де t ₀ - динамічна напруга зсуву

t ₀ = 8,5 × 10 ^-3 r -7 = 8,5 × 10 ^-3 × 10 ^-3 × 1100 -7 = 2,35 Па

h - структурна в'язкість

h = 0,033 × 10 ^-3 r -0,022 = 0,033 × 10 ^-3 × 1100-0,022 = 0,0143 Па × з

Оскільки Re ^* <50000, то режим турбулентний, і коефіцієнт гідравлічних опорів l визначається за формулою

Втрати тиску в ЛБТ

2.6.3.3 Втрати тиску в замках ЛБТ

Втрати тиску визначаються за формулою (2.19)

де L _тр - довжина труб;

ℓ _т - довжина однієї труби

d _н - внутрішній діаметр замку

Тоді

D Р = 0,29 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 0,028 МПа.

2.6.3.4 Розрахунок втрат тиску в СБТ

Втрати тиску визначаються за формулою (2.20)

Внутрішній діаметр Д _в = Д _н - 2 d = 0,127-2 × 0,009 = 0,109 м

Площа прохідного перерізу S = p × Д _в ² / 4 = 3,14 × 0,109 ² / 4 = 0,0093 м ²

Швидкість течії рідини V = Q / S = 0,03 / 0,0093 = 3,3 м / с

Узагальнений критерій Рейнольдса визначається за формулою (2.21)

Оскільки Re <50000, то режим турбулентний, і коефіцієнт гідравлічних опорів l визначається за формулою (2.22)

Втрати тиску в СБТ

2.6.3.5 Розрахунок втрат тиску в замках СБТ

Розрахунок проводиться за формулами (2.19), (2.23) і (2.24).

D Р = 0,048 × 10 ⁵ × 0,03 ² × 1100 = 0,0047 МПа.

2.6.3.6 Розрахунок втрат тиску в УБТ

Розрахунок проводиться за формулами (2.20) - (2.22).

S = p × Д _в ² / 4 = 3,14 × 0,08 ² / 4 = 0,005 м ^2;

V = Q / S = 0,03 / 0,005 = 6,0 м / с;

Оскільки Re ^* <50000, то режим турбулентний, і коефіцієнт гідравлічних опорів

втрати тиску в УБТ

2.6.3.7 Розрахунок перепаду тиску в турбобура 3ТСШ1-195

Для турбобура 3ТСШ1-195 маємо r _з = 1000 кг / м ^3, Q _с = 30 л / с, D Р _з = 3,9 МПа.

За формулою подоби

(2.25)

маємо

2.6.3.8 Розрахунок перепаду тиску в долоті

де f, m _н - площа перерізу і коефіцієнт витрати промивних отворів долота.

2.6.3.9 Розрахунок втрат тиску в кільцевому просторі (КП) проти ЛБТ

а) Втрати тиску в КП між ЛБТ і необсаженним стовбуром свердловини (ЛБТ _I)

Критична швидкість визначається за формулою

Оскільки V> V _кр, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти ЛБТ _I розраховуються за формулою

де Д _р - гідравлічний діаметр,

Д _р = Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м

Оскільки Re ^* <50000, то

Тоді

б) Втрати тиску в КП між ЛБТ і кондуктором (ЛБТ _II).

Оскільки V> V _кр = 1,16 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти ЛБТ _II розраховуються за формулою (2.29)

Д _р = Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м

Тоді

2.6.3.10 Розрахунок втрат тиску в КП проти СБТ

Оскільки V> V _кр = 1,18 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти СБТ розраховується за формулою (2.29)

Д _р = 0,2159-0,127 = 0,0889 м

Оскільки Re ^* <50000, то

Тоді

2.6.3.11 Розрахунок втрат тиску в КП проти УБТ

Оскільки V> V _кр = 1,18 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти УБТ розраховується за формулою (2.29)

Д _р = 0,2159-0,178 = 0,0379 м

Оскільки Re ^* <50000, то

Тоді

2.6.3.12 Розрахунок втрат тиску в КП проти турбобура

Оскільки V <V _кр = 1,18 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти турбобура розраховується за формулою (2.29)

Д _р = 0,2159-0,195 = 0,0209 м

Оскільки Re ^* <50000, то

Тоді

Для зручності всі розрахункові значення зводимо в табл. 2.8

Таблиця 2.8 - Розрахунки результатів