Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

2.5 Выбор и расчет компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка бурильной колонны позволяет без осложнений и с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины. Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. Для создания на долоте отклоняющего усилия с целью искривления ствола скважины применяем кривой переводник. С целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления применяем калибраторы, центраторы и стабилизаторы. Для создания необходимой осевой нагрузки на долото и повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используем турбобуры. Предлагаемая компоновка низа бурильной колонны, составленная с учетом опыта ЭГЭБ-3, приведена в таблице 2.6

Исходные данные:

 скважина наклонно-направленная с четырехинтервальным профилем, данные о радиусах искривления и о длинах участков профиля изложены в таблице 2.1;

способ бурения турбинный, турбобур ЗТСШ-195, G_З.Д.=4790 кг, L_m=25,7 м;

диаметр долота Д_д=0,2159 м;

осевая нагрузка на долото G=180 кН;

перепад давления в забойном двигателе и долоте Р_п=6 МПа;

ориентировочная плотность бурового раствора 1120 кг/м³;

условия бурения нормальные.

Таблица 2.6

Компоновка низа бурильной колонны по интервалам бурения

2.5.1 Расчет длины УБТ

Диаметр УБТ выбирается исходя из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для долота диаметром 215,9 мм с учетом нормальных условий выбираем УБТ диаметром 178 мм.

Определение длины УБТ

Длина УБТ рассчитывается по формуле [7]:

, (2.9)

где G_Д - нагрузка на долото, G_Д=180 кН;

β - коэффициент облегчения колонны труб в буровом растворе;₀ - вес 1 м УБТ, q₀= 1454 Н/м;

α - средний зенитный угол в зоне установки УБТ, α=20°;_3Д - вес забойного двигателя, G_ЗД =47,9 кН;

Р_КР - критическая нагрузка третьего порядка

Коэффициент облегчения труб в жидкости β рассчитывается по следующей формуле:

, (2.10)

где ρ_ПЖ, ρ_СМ - плотности промывочной жидкости и материала труб соответственно.

Критическая нагрузка рассчитывается по формуле [7]:

, (2.11)

где Е∙I - жесткость при изгибе, ЕI=1575 кН×м²;

l_кр - критическая длина стальных бурильных труб, которая рассчитывается по формуле

, (2.12)

Подставим соответствующие значения в формулы (2.16)-(2.19)

.

.

.

м.

Согласно проведенному расчету и практике бурения данной площади, примем длину УБТ L_УБТ=24 м

2.5.2 Расчет длины СБТ

Проектирование колонны бурильных труб заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную колонну бурильных труб принимается такая, для которой вес минимален и максимально используются труб из низких групп прочности. В данном проектировании применяются СБТ ВК-127х9.

Определим длину секций бурильных труб по формуле[7]:

, (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

, (2.16)

, (2.17)

где, i- порядковый номер секции бурильных труб;

- количество бурильных труб i-ой секции;

-расчетная длина i-ой секции, м;

- длина одной СБТ ПК 127х9=11,5 м;

- длина i-ой секции, м;

- коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на напряженное состояние трубы, для наклонно-направленных скважин =1,04

К- коэффициент, учитывающий влияние сил трения, в том числе сил гидродинамического происхождения и инерционных сил, рекомендуется принимать не менее 1,15;

- сумма весов в буровом растворе секций находящихся ниже рассматриваемой, Н;

- вес КНБК, Н;

,- площадь сечения соответственно канала и тела рассматриваемой колонны м²;

- масса 1 метра трубы для формирования рассматриваемой секции, ;

- предел текучести материала, из которого изготовлена рассматриваемая труба, МПа;

- нормативный коэффициент запаса прочности для наклонно-направленного бурения при градиенте набора кривизны более 4⁰ на 100м =1,5.

Приведем пример расчета расчетной длины первой секции для бурения эксплуатационной колонны бурильной колонной группы стали Д по формулам (2.19), (2.20):

Количество труб первой секции и длина первой секции определяются по формулам (2.16), (2.17).

Определим вес первой секции по формуле 2.21:

Для второй секции, применяются бурильные трубы из группы стали К. Длина второй секции определяется по формуле:

Принимаем

Количество труб второй секции и длина второй секции:

Определим вес второй секции по формуле 2.21:

До устья осталось 349 м

Для третьей секции, применяются бурильные трубы из группы стали Е. Длина второй секции определяется по формуле:

Количество труб третьей секции и длина третьей секции:

Таблица 2.7

Состав бурильной колонны снизу вверх

.5.3 Проверочный расчет на разрыв

Целью расчета является определение запаса прочности сечения, которое воспринимается как опасное. Вначале на экспертной основе выбирается опасное сечение для которого необходимо определить запас прочности. Наиболее вероятным местонахождением опасных сечений при роторном бурении являются верхние сечения секций бурильных труб.

Наибольшее растягивающее усилие вычисляют по формуле:

, (2.18)

Напряжение растяжения в избранном сечении определяется по формуле:

, (2.19)

Запас прочности вычисляют по формуле:

, (2.20)

Исходные данные:

глубина скважины =2972 м,

длина секций, вес первой и второй секций из табл. 2.9,

=0,85

Приведем пример расчета для верхнего сечения первой секции по формуле 2.24, 2.25, 2.26:

Для бурения наклонно-направленной скважины забойным двигателем , так как =1,325 то данная секция колонна имеет недостаточную прочность. Необходимо заменить третью секцию труб на высшего класса прочности. Возьмем трубы прочности класса Л. Тогда условие прочности выполняется.

Рассчитаем второе опасное сечение.

При n=1,45 по формуле (2.26) =338 МПа и находим максимальную растягивающую нагрузку, которую первая секция может удержать по формуле (2.24) и находим =1148965,5Н. После этого, находим вес необходимой второй секции по формуле (2.24) =172589,8Н. Определяем длину секции труб прочности К и Е по формулам  . Исправленный состав бурильной колонны приведен в табл. 2.11.

Таблица 2.8

Исправленный состав бурильной колонны снизу вверх

Таблица 2.9

Наибольшее растягивающее усилие, напряжение растяжения и запас прочности в опасных сечениях

2.6 Выбор растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой. При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе. Критерием оптимальности бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями в балансе времени бурения скважин отсутствуют, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.