Расчет одноразмерной бурильной колонны для турбинного бурения:
Исходя из того, что турбинное бурение ведется до глубины 3500 м и минимальный диаметр бурения 190 мм, выбираем интервал бурения этим способом от 130 до 2250 м под промежуточную обсадную колонну.
Для бурения долотом диаметром 215,9 мм, выбираем самый массивный турбобур марки 3ТСШ1-215 весом Gтб = 0,0554 МН и перепадом давления pтб = 5 МПа.
Выбираем материал бурильных труб самый дешевый группы прочности D (т = 380МПа) и определяем допустимую растягивающую нагрузку Qр.
n – коэффициент условий бурения (для нормальных 1,3, с осложнениями 1,35, в нашем случае 1,35)
Fтр – площадь поперечного сечения трубы, м2
Определим вес компоновки УБТ:
Определим глубину допустимого спуска колонны:
 – перепад давления на долоте (с центральной промывкой 1-1,5 МПа, с гидромониторной насадкой 10-15МПа, принимаем 1МПа)
К – коэффициент учитывающий трение о стенки скважины (1,15)
р – плотность очистного агента (примем 1,25 г/см3)
Fк – площадь канала, м2
Следовательно, трубы группы прочности D нам подходят для бурения промежуточгой колоны до глубины 1900 м.
Расчёт отвесной КНБК при турбинном бурении под промежуточную обсадную колонну на интервале от 130 до 2250 м.
Требования к КНБК:
УБТ устанавливается для обеспечения жёсткости компоновки.
Жёсткость на долотной секции КНБК должна быть не ниже жёсткости обсадной колонны.
Отношение жёсткостей нижестоящей секции и вышестоящей должно быть не более 1,6-1,7
Отношение диаметра долота к диаметру УБТ первой секции должно быть 0,75-0,85
Количество секций УБТ в КНБК назначается для плавного перехода от диаметра долота к диаметру бурильных труб.
Определяем количество секций УБТ для БТ диаметром 127 мм:
-
№ секции
|
I
|
II
|
D, мм
|
178
|
159
|
d, мм
|
80
|
80
|
q, Н
|
1560
|
1160
|
Определяем критическую длину II сжатой секции УБТ диаметром 178мм:
где:
E – модуль продольной упругости (21011 Н/м2)
Определим вес второй секции:
Сравним осевую нагрузку и нагрузку от веса турбобура и сжатой секции УБТ:
Определим длину сжатой части из условия создания осевой нагрузки на долото:
Определим длину III растянутой секции УБТ:
Рекомендуемая длина I жёсткой секции для УБТ-178 составляет 12 м, а длина турбобура 24,5 м, следовательно, принимаем длину жёсткой секции 
Определим суммарную длину КНБК:
Расчёт жёсткой КНБК для роторного бурения под эксплуатационную обсадную колонну на участке 2930-3030 м.
Определяем количество секций УБТ для БТ диаметром 89 мм:
-
№ секции
|
I
|
II
|
D, мм
|
121
|
108
|
d, мм
|
64
|
56
|
q, Н
|
635
|
526
|
Определим плотность раствора для вскрытия продуктивного горизонта:
Определяем критическую длину I сжатой секции УБТ диаметром 121 мм:
Проверим сжатую секцию на устойчивость к вращению:
При  секция не устойчива, проверим секцию при 
 ,следовательно, необходимо укорачивать первую секцию до 
Проверим секцию при 
Принимаем II сжатую секцию длиной 8 метров.
Определим вес первой секции:
Определим длину II сжатой секции УБТ диаметром 108 мм:
Определим количество центраторов во второй секции:
где: - расстояние между опорами
Следовательно, принимаем 20 центратора.
Определим суммарную длину КНБК:
Выбор параметров турбинного бурения и турбобуров на участке бурения под кондуктор на интервале 30-130 м.
Диаметр долота составляет 269,9 мм. Подача промывочной жидкости 57,45 л/сек. Для борьбы с обвалами будем использовать глинистый раствор с добавкой понизителя водоотдачи, и глин повышающих толщину глинистой корки плотностью ρ=1,25 г/см3. На данном интервале необходимо 2 насоса У8-6МА2
Параметры режимов работы насоса:
P, [МПа]
|
25
|
22,3
|
19
|
16,3
|
14,3
|
12,4
|
11,1
|
10,0
|
Q, [л/сек]
|
18,9
|
22,7
|
26,7
|
31
|
35,5
|
40,4
|
45,5
|
50,9
|
Турбобуры, удовлетворяющие требуемому диаметру долота:
Марка турбобура
|
ΔP, [МПа]
|
Q, [л/сек]
|
Т12РТ-240
|
4,0
|
50
|
3ТСШ-240
|
5,0
|
32
|
А9К5Са
|
5,0
|
45
|
Построим диаграммы для турбобуров:
 перепад давления и расход для эксплуатации турбобура
 текущие произвольные значения давления и расхода для турбобура.
Для турбобура Т12РТ-240:
Для турбобура 3ТСШ-240:
Для турбобура А9К5Са:
Определяем потери давления в скважине:
 потери давления, не зависящие от глубины скважины.
 потери, зависящие от глубины скважины.
Определим потери, независящие от глубины:
 потери в обвязке
 эквивалентная длина обвязки бурильной колонны.
 действительная длина ведущей трубы.
 действительная длина вертлюга.
 действительная длина шланга.
 действительная длина подводящей линии.
 безразмерный коэффициент при турбулентном режиме потока жидкости.
 гидравлическме потери в долоте.
 коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте.
Определим потери, зависящие от глубины:
 потери в кольцевом пространстве.
 коэффициент гидравлических потерь в кольцевом пространстве.
 потери в замках бурильных труб.
 коэффициент гидравлических потерь в замках.
 потери в буровых трубах.
Наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном давлении в нагнетательной линии бурового насоса можно получить при выполнении следующего условия:
С помощью диаграммы выбираем наиболее подходящий нам турбобур 3ТСШ-240.
Расчёт СПО.
Бурильная колонна состоит как из буровых труб, таки и из утяжелённых бурильных труб, поэтому для дальнейшего расчёта определим приведённый вес бурильной колонны:
 длина колонны ТБВ-89
 вес ТБВ-89
 длина колонны УБТ-121
 вес УБТ-121
 длина колонны УБТ-108
 вес УБТ-108
 конечная глубина скважины
Подъёмная характеристика лебёдки У2-2-11 в буровой установке БУ-125БрД:
Определим вес бурильных труб при различных скоростях подъёма:
 мощность на барабане лебёдки
 к.п.д. талевой системы при оснастке 5*6
 коэффициент перегрузочной способности дизель - генераторного привода
 скорость подъёма крюка при i-ой скорости, м/сек
На первой скорости:
На второй скорости:
На третьей скорости:
На четвёртой скорости:
На пятой скорости:
На шестой скорости:
Определим длину бурильных труб, или глубину скважины, начиная с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъёма:
На первой скорости:
На второй скорости:
На третьей скорости:
На чётвёртой скорости:
На пятой скорости:
На шестой скорости:
Определим число свечей, поднимаемых на различных скоростях подъёма:
 длина бурильных труб, или глубина скважины, начиная с которой подъём ведётся на скорости 
 длина бурильных труб, или глубина скважины, начиная с которой переходят на i-ую скорость подъёма, м
 длина бурильной свечи
На третьей скорости:
На четвёртой скорости:
На пятой скорости:
На шестой скорости:
Результаты расчёта приводим в виде графика рационального режима подъёма бурового инструмента.
11.Расчёт эксплуатационной обсадной колонны.
Плотность раствора для вскрытия пласта 
Плотность цементного раствора:
Определяем наружные избыточные давления по схеме A:
в точке 1:
в точке 2:
 уровень напорности пласта
в точке 3:
 плотность флюида пласта
 глубина до уровня цемента за колонной
в точке 4:
конечная глубина скважины
 коэффициент разгрузки цементного камня
Определим внутренние избыточные давления по схеме Б:
в точке а)
 давление на устье
 пластовое давление
 уровень кровли продуктивного пласта
Сравниваем давление на устье с давлением опрессовки:
Для труб, диаметром 114 мм, давление опрессовки принимается равным 
Следовательно, для дальнейших расчётов будем принимать давление на устье
в точке б):
 плотность воды
в точке в):
По полученным значениям избыточных наружных и внутренних давлений построим эпюру.
Выбираем группу прочности и толщину стенки для обсадных труб 1 – й секции (напротив продуктивного пласта) по 
 критическое давление на смятие стенок обсадной трубы.
 коэффициент, характеризующий устойчивость продуктивного коллектора
Для нормальной эксплуатации труб необходимо, чтобы максимальное давление на смятие обсадных труб было больше максимального давления на смятие со стороны пласта:
Принимаем трубы диаметром 114 мм группы прочности Д с толщиной стенки 5,7 мм и [Ркр]=24,2 МПа
8.4. Определим длину первой секции по страгивающим нагрузкам в резьбе и растягивающим нагрузкам Р0,5σ:
 
Принимаем наименьшую величину для запаса прочности, т.е. l=2347 м.
Определим глубину установки верхнего края I-ой секции:
L1=L-lI=2600-2347=253 м
Определим вес секции:
QI=lI · qi=2463·156·10-6=0,4 МН
Проверим секцию на внутреннее избыточное давление на глубине 253 м:
 >1,15
Вывод: колонна выдерживает внутреннее давление с учетом запасов.
8.5. Принимаем II-ую секцию из труб с толщиной стенки 6,4 мм группы прочности Д:
 
Принимаем наименьшую длину lII=151 м.
Глубина установки верхнего края II-ой секции: LII=L-lII=2600-(2347+151)=102 м
Вес II-ой секции : QII=151·173·10-6=0,026 МН
Проверим II-ую секцию на внутреннее избыточное давление на глубине 102 м:
 >1,15
Вывод: колонна выдерживает внутреннее давление с учетом запасов.
8.6. Принимаем III-ю секцию из труб с толщиной стенки 7,4 мм группы прочности Д:
 
Поскольку до устья скважины от верхнего края II-ой секции 102 м, то принимаем lIII=102 м.
12.Расчёт одноступенчатого цементирования эксплуатационной обсадной колонны.
При расчёте цементирования колонны определяют необходимое количество сухого тампонажного материала, количество воды для его затворения, объём продавочной жидкости, максимальное давление в конце процесса цементирования, необходимое число смесительных машин и агрегатов, время, необходимое для проведения всего цикла цементирования.
К основным мероприятиям по повышению качества цементирования относятся:
Промывка скважины буферной жидкостью, смывающей рыхлую часть корки и буровой раствор, прилипший к стенкам обсадной трубы.
Разность плотностей растворов цементного и бурового не должна быть меньше  .
Необходимо расхаживание обсадной колонны для лучшего замещения бурового раствора цементным раствором.
Установка центраторов в расчётных местах по всей длине интервала подъёма цементного раствора.
Коэффициент аномальности:
Примем плотность буферной жидкости, равной  .
Высота столба буферной жидкости:
 плотность раствора для вскрытия пласта
 плотность воды
Принимаем  .
Определяем высоту столба бурового раствора за колонной:
конечная глубина скважины
 высота подъёма цементного раствора за колонной
Находим требуемый объём цементного раствора:
 =20 м
 =2000 м
Требуемая масса сухого цемента:
 коэффициент, учитывающий потери
 водоцементное отношение
 плотность цементного раствора
Количество воды для приготовления расчётного объёма цементного раствора:
 единичный расход воды на 1 тонну сухого цемента
Требуемый объём продавочного раствора:
 коэффициент сжимаемости бурового раствора
 вместимость манифольда
Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:
 давление, создаваемое за счёт разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах
 давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений
Принимаем скорость восходящего потока  .
Требуемая подача цементировочных агрегатов:
 площадь затрубного пространства
 объем цементного стакана
Для цементировочного агрегата ЦА – 320 производительность на IV скорости  , при диаметре втулки 125 мм, а давление P = 6 МПа, т. е. заданный режим по давлению обеспечивается при использовании данного агрегата.
Число требуемых агрегатов:
Следовательно, принимаем 3 цементировочных агрегата.
Необходимое число цементосмесительных машин:
 вместимость бункера цементосмесительной машины
 насыпная масса цемента
Принимаем 2 смесительные машины.
Объём буферной жидкости:
Вместимость одного мерного бака ЦА – 320 составляет 6,4 м3, следовательно, необходимо 2 цементировочного агрегата.
Определим время цементирования:
Для обеспечения ловли момента «стоп» - момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо, 0,02 объёма продавочной жидкости будем закачивать одним агрегатом.
13.Схема обвязки оборудования при цементировании.
14.Техническая характеристика оборудования.
Цементно-смесительная машина служит для приготовления тампонажных растворов на месте проведения цементировочных работ и транспортирования сухого цемента навалом (без тары). Эти машины можно также применять для приготовления нормальных и утяжеленных буровых растворов на основе глинопорошков. Цементно-смесительную машину обычно монтируют на шасси автомобиля или на прицепе. Рассмотрим ее устройство и характеристику на примере наиболее распространенной цементно-смесительной машины УС 6-30НУ. Она смонтирована на шасси автомашины Урал-4320. На шасси автомашины установлен металлический бункер объемом 14,5 м3. После прибытия на место бункер может быть догружен до полного объема (20 т) с помощью специального шнекового подающего устройства. Смесительные установки УС 6-30НУ предназначены для транспортирования сухих порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей, песка и других сыпучих материалов), приготовления тампонажных растворов и других песчано-жидкостных смесей при цементировании нефтяных и газовых скважин. Установки работают совместно с цементировочным агрегатом. От водоподающего блока агрегата подводится вода в необходимом объеме к смешивающему устройству установки. Одновременно обеспечивается регулируемая подача тампонажной смеси. Готовый раствор подается на агрегат цементировочный. Смесительная установка УС 6-30НУ оснащена щелевидными насадками с разными проходными сечениями для подбора необходимой плотности приготавливаемого тампонажного раствора. Загрузка цемента осуществляется винтовым конвейером и пневматическим способом через загрузочную трубу. Для предупреждения сводообразования тампонажного материала в бункере установлен пневмовибратор. Установка снабжена счетчиком моточасов и устройством контроля скорости вращения шнеков.
Цементировочный агрегат предназначен для подачи тампонажного раствора в скважину, нагнетания (продавки) его в затрубное пространство за цементируемой обсадной колонной, для измерения объема жидкости, расходуемой на приготовление тампонажного раствора, и подачи жидкости затворения в цементно-смесительную машину при приготовлении тампонажного раствора.
В отечественной практике обычно применяют мобильные цементировочные агрегаты, смонтированыне на шасси автомобиля. Рассмотрим цементировочный агрегат ЦА-320М, смонтированный на шасси автомашины КрАЗ-65055-054. Цементировочный агрегат включает следующие узлы: коробку отбора мощности, водоподающий насос , вспомогательный двигатель ГАЗ-51А, двухпоршневой насос 9Т высокого давления с приводом от транспортного двигателя автомашины, мерный бак, разделенный внутренней перегородкой на две полости объемом 3,2 м3 каждая, и манифольд, позволяющий составлять различные схемы подсоединения агрегата. В агрегате ЦА-320А установлен центробежный водоподающий насос. Объем жидкости затворения измеряют, попеременно забирая ее из каждой половины мерного бака известного объема. Объем находящейся в каждой половине мерного бака жидкости определяют по ее уровню. Основные параметры характеристики цементировочного агрегата — предельное давление нагнетания тампонажного раствора, а также подача и давление нагнетания — на каждом режиме работы устанавливаются в зависимости от частоты вращения выходного вала коробки скоростей транспортного двигателя и диаметра втулок насоса. Максимальное давление указывается в марке агрегата (у агрегата ЦА-320М оно составляет примерно 32 МПа).
Список литературы:
А.И.Булатов «Справочник инженера по бурению», т.2, М., «Недра», 1985;
Лекции по дисциплине «Бурение на жидкие ПИ»;
К.В.Иогансен «Справочник «Спутник буровика», М., «Недра», 1990;
А.Г. Калинин А.З. Левицкий А.Г. Мессер Н.В. Соловьев <<�Практическое руководство по технологии бурения скважин на ГЖИ>> М., «Недра»,2001
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗДЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра разведочного бурения
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине «Бурение скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые»
Выполнил: ст. гр. РТБ-06-2
Свинарёв А.С.
Проверил: профессор
Зубенко В.В.
Москва 2010
|
