Технология бурения нефтяных и газовых скважин

 

6.  Выбор оптимального режима бурения.

 

Рассмотрим  задачу для нижнего интервала  пород одинаковой буримости 1671-1751 м, пробуренного в скважинах 1 и 2 долотами одинакового размера при нагрузке на долото Р_д=160 кН и частоте его вращения n_д=40 об/мин. В скважине 1 были отработаны долота 215,9 СЗ-ГАУ, а в скважине 2- 215,9 ТЗ-ГАУ

Согласно Исходным данным задания или информации и взятой из карточек отработки долот определим  в интервале среднее арифметические значения на долото h_д, стойкости долота t_б и механической скорости проходки по формулам:

 

Скважина 1, долото 215,9 СЗГАУ-R53

Найдем адаптационные коэффициенты по формулам:

В скважине 2, долото 215,9 ТЗГАУ-R11

Устанавливаем предельные наиболее эффективные  значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот:

При этой нагрузке частота  вращения долот не должна превышать  значения, найденного по формуле (4.16):

 
     Примем следующие значения постоянных в формуле (4.17) С_в = 125 руб/ч, t_сп=29,1 ч, С_д = 694 руб(215,9 С3ГАУ-R53), С_д = 668 руб (215,9 Т3ГАУ-R11), t_в=0,9 ч. Величины этих постоянных лучше выписать из проектно-сметной документации конкретного бурового предприятия. Их ориентировочные значения также можно подобрать по табл. 1-7 приложения.

С учетом ранее найденных адаптационных  коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С по формуле (4.17).

 

Скв. 2, долото 215,9 Т3ГАУ-R11:

 

 

При наиболее эффективных  параметрах режима бурения Р_д = 200 кН и n = 47 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

 

 

Скв. 1, долото 215,9 С3ГАУ-R55:

 

При наиболее эффективных  параметрах Р_д = 200 кН и n = 47 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет

 

таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом 215,9 Т3ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1671-1751 м.

 

Результаты расчетов сводим в табл. 7.3.                 Таблица  7.3.                

Интервал одинаковой буримости, м	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим		Прогнозируемые показатели работы долота				Рациональный тип долота
		Рд, кН	nд, об/мин	hд, м	tб, ч	υм, м/ч	с, руб/м
1671-1751	215,9С3ГАУ   215,9Т3ГАУ	200   200	47   47	49   48,33	16,3     15	3     3,22	235   252,2	215,9С3ГАУ

 

По формулам (4.10)-(4.12) найдем прогнозируемые показатели отработки  долот 215,9 С3-ГАУ при рекомендуемых  эффективных параметрах бурения

 

 

7. Проектирование бурильной колонны

 

Для роторного способа.

Выбираем диаметр УБТ, расположенных  над долотом. По формуле (5.1)

С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,165 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,127 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,127 м.

Для обеспечения планового перехода по жесткости от КНБК к бурильным  трубам должно выполняться условие.

 

 Наружный  диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-165 изготовленные из стали «Д»..

В формуле (5.4) примем коэффициент λ₁ = 1, т.к. УБТ одноразмерная

λ -эмпирический коэффициент

Определим длину одноступенчатой  УБТ для создания необходимой  осевой нагрузки Р_д = 200 кН:

 

 

Окончательно принимаем ℓ_убт = 175 м, т.е. 7 свечей по 25 метров.        

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6)

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны по формуле (5.7):

ℓ_кнбк = 175 м.

Для ГЗД

В отличие от роторного способа бурения колонны рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура.

Расчет компоновки КНБК.

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над  долотом. По формуле (5.1):

d_убт(1) =

С учетом табл. 5.1 окончательно принимаем

d_убт(1)  = 0,178м.

По таблице 5.1 согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных  труб d_н = 0,127 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

d_нк = d_н = 0,127 м.

Из выражения 5.2    

то наружные диаметры УБТ выбраны правильно. УБТ изготовлены из стали  «Д».

В формуле (5.4) примем коэффициент  λ₁ = 1.

Определим общую длину  одноступенчатой УБТ для создания осевой нагрузки Р = 200 кН:

 

Окончательно принимаем  т.е. шесть свечей по 25 м; 

Общий вес КНБК в жидкости найдем по формуле (5.6):

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны по формуле (5.7):

 

8. Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.

 

Для роторного способа.

Длину НК принимаем равной 250 м. С  целью повышения усталостной  прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т – 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле 

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υ_д  ≥ 80 м/с) определим по формуле:

Растягивающие напряжения в верхнем  сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот  примем коэффициент α = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (5.11):

 

Мощность, расходуемую  на вращение бурильной колонны длиной              ℓ = 400 м, вычислим по формуле (5.13):

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (5.15)

Касательные напряжения в трубах у  верхнего конца НК найдем по формуле (5.16):

Коэффициент запаса прочности определим  по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45 (табл.5.4).

Проверим нижнюю секцию бурильных  труб в сечении, расположенном над  УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 d_з = 0,127 м. вычислим по формуле (5.30):

 

Длину полуволны плоскости  раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца  УБТ, рассчитаем по формуле (5.31):

 

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (5.29):

постоянное среднее  напряжение изгиба в каждом цикле  определим по формуле (5.32):

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ₁ = 59 МПа) вычислим по формуле (5.33):

что превышает допустимый коэффициент  n_д = 1,5.

По табл. 8 приложения выбираем трубы  для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127х9Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

Вес первой секции труб в  жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

Проверим по формуле (5.34) прочность  верхней трубы каждой секции при  спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент  С = 0,7.

что выше допустимого значения 1,1.

По таблице 5.2. определим  крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм.

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки  типа ЗП-127. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый  крутящийся момент: ТБПВ-127х9Д-22,3кНм; ТБПВ-127х9Е-22,3кНм;

 

 

 

 

 

 

 

 

Результаты расчетов сводим в табл.

 

Таблица 7.4.

 

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1
Тип труб	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	57	109	109
Группа прочности материала  труб	Д	Д	Е
Интервал расположения ступеней (секций), м	1576-1751	1326-1576	0-1326
Длина секции (ступеней), м	175	250	1326
Нарастающий вес колонны, кН	220	64	337

 

Для ГЗД.

Длину НК примем равной 250 м. Его будем  комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8)

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υ_д  ≥ 80 м/с) оценим по формуле

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК определим  по формуле (5.9):

Допустимая растягивающая  нагрузка для труб 1 секции найдем по формуле:

                                                                       

Уточним длину 1-ой секции труб по формуле (5.26):

ℓ₁ = 1751 – 150-250=1351 м.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле (5.21):

Q₁ = 9,81· 1351 · 29,8 · (1-1043/7850) = 344 кН.

Проверим по формуле (5.34) прочность  верхней трубы 1-ой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину  плашек 400 мм и коэффициент С = 0,9:

что выше допустимого значения 1,1.

По таблице 5.2. определим  крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм.

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки  типа ЗП-127. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый  крутящийся момент: ТБПВ-127х9Д-22,3кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.

Таблица 8.4.

 

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Внутренний диаметр труб, мм	57	109	109
Группа прочности материала  труб	Д	Д	Д
Длина секции, м	150	250	1351
Нарастающий вес колонны, кН	189	62	344

 

 

9. Гидравлический расчет циркуляционной системы.

 

Для роторного способа.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность  промывочной жидкости, при которой  может произойти гидроразрыв  наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал по формуле (6.1).

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и ∑_(Ркп). Значение φ рассчитаем по формуле (6.2) с помощью найденных в п. 7.5 скорости механического бурения:

 и в п. 7.3 расхода Q = 0,033м³/с: