25281 (Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении), страница 5

интервал 715-1830м:

интервал 1830-2560м:

2.5 Обоснование. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны

Определяем длину УБТ требуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.

где с- скорость звука в материале труб;

Т- период продольных вибраций долота;

- расстояние от забоя до УБТ;

- расстояние от забоя до осевой опоры ГЗД.

Для создания осевой нагрузки применяем УБТС-2. В интервале 0-715 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем 12м, а в интервале 715-1830м и 1830-2560м длину УБТС –2 178х49 принимаем 12м \1\.

Длину секции ПК 127х9 определяем по формуле:

(43)

где: l_ПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;

G – осевая нагрузка на долото, Н;

G_УБТ- вес УБТ; G_УБТ- =1530 н\м-178 мм;

G_УБТ=2105 н\м – 203мм:

G₃ – вес забойного двигателя, Н;

g_ПК – вес труб ПК 127х9; g_ПК=305 н\м

b – коэффициент учитывающий архимедову силу

(44)

где: - плотность материала труб, _ПК =7850кг\м³

Длину секции ЛБТ 147х11 Д16Т находим по формуле \10\.

(45)

где: l_ЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;

l_к – длина бурильной колонны. м;

l_УБТ – длина труб УБТ, м;

l₃ – длина забойного двигателя, м;

l₃ – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры забойного двигателя, м;

Производим расчет по формулам (2.43-2.45):

интервал 0-715 м:

Длину секций труб ПК принимаем равным l_ПК=144м или 6 секций.

интервал 715- 1830 м:

Максимально необходимую длину секций труб ТБПВ принимаем равным l_ПК=96 м или 4 свечи.

интервал 1830-2560 м:

Для бурения интервала на эксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным l_ПК=600м или 26 секций.

При расчете длин секций ЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.

Интервал 0-715 м:

Длину секций ЛБТ принимаем равным l_ЛБТ=456м или 19 свечей.

Интервал 715-1830 м:

Длину секций ЛБТ принимаем равным l_ЛБТ=1000м или 40 свечей.

Интервал 1830-2560 м:

по стволу скважин:

Длину секций ЛБТ принимаем равным l_ЛБТ=2000м или 80 свечей.

Расчёт колонны на прочность проводим для турбинного бурения по методике

/5/. Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны

при наиболее тяжелых условиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большей скоростью при циркулирующей жидкости по формуле:

, (46)

где =1,3-коэффициент динамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.

- площадь поперечного сечения типа ЛБТ.

- площадь поперечного канала труб /6/.

- силы трения колонны о стенки скважины /5/.

После расчёта необходимо проверить выполняется ли следующее условие:

(47)

где =274 МПа.-предел текучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.

=1,3- коэффициент запаса прочности /6/.

Если приведённое условие не выполняется , то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчёт колонны на прочность.

Расчеты приведены в таблице 23.

Таблица 23 - Прочность бурильной колонны

Таким образом, исходя из расчётов можно сделать вывод, что бурильная колонна которую мы подобрали, устраивает нас и по компоновке, и по растягивающему напряжению в данных геологических условиях.

2.6 Выбор забойных двигателей по интервалам

Используя данные о величинах статической части осевой нагрузки и об удельном моменте на долото рассчитывается вращательный момент на долоте и находится необходимая величина оптимального вращательного момента на валу турбобура по формулам :

(46)

где: М_В- вращающий момент на валу турбобура Нм;

М_У - удельный момент на долоте, Нм\кН;

(47)

где: - коэффициент трения вооружения долота о горную породу (0,4- для мягких пород; 0,1- для твердых пород);

R_м – мгновенный радиус вращения долота,м

(48)

G_е – ститическая составляющая осевой нагрузки, кН;

(49)

М₀ – момент на трение долота о стенки скважины, Нм;

(50)

М_П – момент на сопротивление в пяте турбобура Нм

(51)

где: G_П – осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется от твердости горных пород;

G_П= (+30-(-30)), кН;

μ_н –коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура; μ=0,1;

τ_П – средний радиус трения в пяте, н.

(52)

где: τ_н, τ_в – соответственно наружный и внутренний радиус пяты,м.

Интервал 0-715 м:

Интервал 715-1630 м:

Интервал 1830-2560м:

Определяется необходимый момент, который возникает при работе долота по формуле:

(53)

где, М_д – вращающий момент при работе долота, Нм

Интервал 0-715 м:

Интервал 715 - 1830 м:

Интервал 1830 - 2560 м:

После расчетов М_д и n_τ считается, что М_в = М_оп (М_в = М_д+дМ или М_в = М_д), а n_τ = n_оп (здесь: М_оп и полвращающий момент и частота вращения валатурбобура при его максимальной мощности).

По расчетным значениям Q_тн, М_в и n_τ осуществляется первичный выбор забойного двигателя. По формулам пересчета уточняются полученные величины.

, Нм (54)

где: М_оп^сп, Q_сп, ρ_сп – справочные величины.

(55)

где: n_сп – справочная величина.

Интервал 0-600 м:

По результатам расчета приняты типы забойных двигателей таблица 24.

Таблица 24 - Технические характеристики выбранных двигателей

2.7 Расчет диаметра насадок долот

Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото.

(56)

где: ρ_д – перепад давления в долоте, МПа;

μ – коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в промывочном узле лдолота;

μ=0,95

Определяется диаметр насадок долот (9).

(57)

где: d_н – диаметр насадок долота, м;

П =3,14;

К_н – число насадок долота , шт.

Интервал 0-716 м:

Расчет остальных интервалов аналогичен и результаты представлены в таблице 25.

Таблица 25 - Диаметр насадок долота по интервалам условно одинаковой буримости

2.8 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

При выборе типа бурового раствора необходимо, чтобы соответствие составов бурововых растворов разбуриваемых пород было на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Буровой раствор следует выбирать в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия горных пород с промывочной жидкостью.

Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:

1. направление и кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;

2. эксплуатационная колонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.

В соответствии с требованиями \3\ плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.

Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:

(58)

где: ρ_БР- плотность бурового раствора, кг\м³;

К₃ – коэфициент запаса \12, таблица 5.1\;

ρ_пл – пластовое давление, Мпа;

L_к – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления,м.

(59)

где: Р_ДИФ- допустимое дифференциальное давление в скважине, Мпа \11, таблица 5.1\