Реферат Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 25.11.2024

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

на тему: «Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгинской площади Ромашкинского месторождении. Назначение скважины разведка . Проектное смещение забоя относительно устья 75.5м. Способ бурения роторно-турбинный. Диаметр эксплуатационной колонны 168мм.»
Содержание:
1.Введение.

2.Геолого-технические условия бурения.

3.Исходные данные.

            Определение совместимых интервалов бурения. Построение совмещённого графика пластовых давлений и давлений гидроразрыва, определение конструкции скважины и плотности бурового раствора для совместимых интервалов бурения.

4.Проверочный расчёт расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот.

5.Выбор количества работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок.

6.Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости.

7.Выбор оптимального режима бурения и лучшего из поименных типов долот.

8.Проектирование бурильной колонны.

            Расчет колонны УБТ

            Расчет бурильных труб на статическую прочность.

9.Гидравлический расчет циркуляционной системы.

            Вторая проверка подачи жидкости.

            Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы.

            Определение потерь давления в долоте. Выбор гидромониторных насадок.

10 Типы профилей наклонно-направленных скважин и рекомендации по их применению.

11Графические приложения:

А) ГТН

      В)

2--3.Исходные данные

Исходные данные к расчетам сведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

№ пп	Наименование параметров	Обозначения в формулах	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4	5
1	Глубина бурения скважины	L	М	1822
11	Глубина залегания кровли продуктивного пласта	L_к	м	1811
22	Пластовый флюид	Нефть
33	Пластовое давление	Р_пл	МПа	15,5
4 4	Глубина залегания подошвы слабого пласта	L_п	м	858
55	Давление гидроразрыва	Р_r	МПа	21
6 6	Свойства промывочной жидкости: а) плотность б) динамическое напряжение сдвига в) пластическая вязкость	ρ τ₀ η	кг/м³ Па Па·с	1180 8 0,017
77	Марки и количество установленных буровых насосов	БРН-1	шт	2
88	Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы	- - - -	мм мм мм	114 102 100 74
9 9	Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама	υ_к	м/с	0,5
110	Интервал обработки долот в скв. 1 и 2	∆L	м	1700-1822
111	Типоразмер отработанных долот в скв. 1			215,9 СЗ-ГАУ
112	Проходка в скв. 1:на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9	h_д1 h_д2 h_д3 h_д4 h_д5 h_д6 h_д7 h_д8 h_д9	м м м м м м м м м	78 72 76 74 56 45 52 48 49
113	Время бурения в скв. 1 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9	t₁ t₂ t₃ t₄ t₅ t₆ t₇ t₈ t₉	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	17 14 16 14 28 16 24 18 20
114	Типоразмер отработанных долот в скв. 2			215,9 ТЗ-ГНУ
115	Проходка в скв. 2:на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9	h_д₁ h_д₂ h_д₃ h_д₄ h_д₅ h_д₆ h_д7 h_д8 h_д9	м м м м м м м м м	78 69 77 76 47 53 46 55 49
116	Время бурения в скв. 2 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9	t₁ t₂ t₃ t₄ t₅ t₆ t₇ t₈ t₉	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	17 12 15 14 19 25 16 24 20
117	Частота вращения ротора или тип турбобура			3ТСШ-195
118	Осевая нагрузка	Р₁	кН	195
119	Подача жидкости	Q₀	м³/с	0,027
220	Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны	d_н	м	0,127

Определение совместимых интервалов бурения. Построение совмещённого графика пластовых давлений и давлений гидроразрыва, определение конструкции скважины и плотности бурового раствора для совместимых интервалов бурения

Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя – подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь одной точки. При проведении расчетов принимаются, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

, где

- относительное пластовое давление и давление гидроразрыва;

- давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

, где

- плотность воды; g – ускорение; z – глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствуещего давления. Принять

= 1000

, g = 9,81

.

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора

, рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов удоволетворяют неравенству

Где

- минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению;

- максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и прдуктивных пластов.

Где

- коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины

выбрать из таблицы, а

принять 0,9.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной

.
1.=1000*9,81*60 = 0,58 МПа

2.= 1000*9,81*360=3,53 МПа

3.= 1000*9,81*600= 5,88 МПа

4.= 1000*9,81*833= 8,17 МПа

5.= 1000*9,81*1154=11,32 МПа

6.= 1000*9,81*1308=12,83МПа

7.= 1000*9,81*1560=15,30МПа

8.= 1000*9,81*1700=16,67 МПа

9.= 1000*9,81*1822=17,87 МПа
1.= 1,1*0,879 =0,966 кг/м

2.= 1,1*0,862 =0,948кг/м

3.= 1,1*0,895 =0,984 кг/м

4.= 1,1*0,913 =0,995 кг/м

5.= 1,05*0,937 =1,004кг/м

6.= 1,05*0,971 =1.019 кг/м

7.= 1,05*0,983=1.032 кг/м

8.= 1,05*0,989 =1.038 кг/м

9.= 1,05*0,953=1.000 кг/м

1.=0,9*1,387= 1,248кг/м

2.=0,9*1,390= 1,251кг/м

3.=0,9*1,471 =1,323 кг/м

4.=0,9*1,442 = 1,297 кг/м

5.=0,9*1,62= 1,458 кг/м

6.=0,9*1,326 = 1,193кг/м

7.=0,9*1,471= 1,323кг/м

8.=0,9*1,381 = 1,242 кг/м

9.=0,9*1,400 = 1,260кг/м
1.=0,879+1,5/0,58=3.46 г/см³

2.=0,862+1,5/3.53=1,286 г/см³

3.=0,895+1,5/5.88=1,150 г/см³

4.=0,913+1,5/8.17=1,096г/см³

5.=0,937+2,5/11.32=1,157г/см³

6.=0,971+2,5/12.83=1,165см³

7.=0,983+2,5/15,30=1,146г/см³

8.=0,989+2,5/16.67=1,122г/см³

9.=0,953+2,5/17,87=1,138 г /см³

№ интервала
1	0,58	0,879	1,1	0.966	3.46	1,5	1.248
2	3.53	0,862	1,1	0.948	1,286	1,5	1,251
3	5.88	0,895	1,1	0.984	1,150	1,5	1.323
4 5 6 7 8 9	8.17 11.32 12.83 15,30 16.67 17.87	0,913 0,937 0,971 0,983 0,989 0,953	1,1 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05	0.995 1.004 1,019 1,032 1,038 1,000	1,096 1.157 1,165 1,146 1,122 1,138	1,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5	1.297 1,458 1,193 1,323 1,242 1,260

4. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной

жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот.

Для роторного способа 0-60м.

В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной жидкости υ_п = 0,48 м/с.

по формуле (4.1):

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

Сравнивая значения Q1 и Q2 с фактическим расходом жидкости Q0 = 0,032 м³/с   в   скв. 1 и 2, видим, что он не удовлетворяет условию (4.3):

Q₀ = 0,032 м³/с ≥ max Q1 = 0,085 м³/с . Поэтому расход Q₀ принимаем равным 0,085 м³/с.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.

Найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.
Для ГЗД 60-360

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):
0,027 (м³/с)
Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

Сравнивая значения Q₁ и Q₂ с фактическим расходом жидкости Q₀ = 0,027 м³/с   в   скв. 1 и 2, видим, что он не удовлетворяет условию (4.3):
Q₀ = 0,028 м³/с ≥ max Q₁ = 0,047 м³/с

Поэтому расход Q₀ принимаем равным 0,047 м³/с.
Проверим соответствие плотности жидкости, примененной в скв. 1 и 2, требованиям правил безопасности по формуле (4.4):
1257 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

Для ГЗД 360-600

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

0,012 (м³/с)

    Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.
1211 кг/м³
что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.
Для ГЗД 600-833
С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):
0,012 (м³/с)

    Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.
1319 кг/м³
найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.
Для ГЗД 833-1154

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.
1071,6кг/м³
найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 1154-1308
С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.
По формуле 4.4.

985,9 кг/м³
найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 1308-1560

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.
1126 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

Для ГЗД 1560-1700
С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.
По формуле 4.4.

992,6 кг/м³
найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 1700-1822

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂= 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.
1235 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

4.Выбор числа работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок

Для роторного способа 0 - 60
Подача насосов определяется по формуле

где m – коэффициент наполнения;

Q-подача насоса при данном диаметре втулок (m=1); м³/с

n- число насосов .

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,060 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1 при втулках диаметром 150 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,8 · 2,0 ∙ 0,0509 = 0,056 < 0,060 м³/с
Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,060 м³/с
Для ГЗД 60-360

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,9

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,06 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 2,0 ∙ 0,0455 = 0,041 < 0,047 м³/с
Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,047м³/с.
Для ГЗД 360-600

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,048 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 2,0 ∙ 0,0223 = 0,040 < 0,048 м³/с
Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,048 м³/с.
Для ГЗД 360-833

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0279 < 0,028 м³/с
Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 833-1154

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с
Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.
Для ГЗД 1154-1308

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1308-1560

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1560-1700

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1700-1822

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:
Q = 0,9 · 1,0 ∙ 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

6.Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости.

В разрезе выделяются интервалы бурения скважин шарошечными долотами одинакового диаметра. Интервалы одинаковой буримости уточняются согласно механическим скоростям бурения. Последние даны в ГТН на строительство скважины.
Таблица 2.1 Работа долот

Интервал работ по стволу	Диаметр долота, мм	Скорость, м/ч	ρ, кг/м³	Q, м³/с
0-60	393,9	7-10	1039	0,060
60-360	295,3	18-20	1257	0,047
360-600	215,9	18-20	1211	0,048
600-833	215,9	18-20	1319	0.026
833-1154	215,9	18-20	1071.6	0,026
1154-1308	215,9	10-15	985.9	0,026
1308-1560	215,9	10-15	1275	0,026
1560-1700	215,9	18-20	992.6	0,026
1700-1822	215,9	18-20	1235	0.026

Скважина 1.		Скважина 2.
Глубина, Н, м	Время бурения, t, м	Глубина, Н, м	Время бурения, t, м
1822	5	1835	35,3
1800	18	1826	26,8
1785	38	1797	15,5
1767	94	1763	98
1745	26	1735	17,5
1723	20	1692	42,6

На рис. 1(скважина 1, скважина 2) с координатами «глубина скважины Н – время бурения t» наносим согласно исходным данным результаты отработки долот в каждом рейсе в скв. 1 и 2.

Таблица 6.1

На рис. 1 с координатами «глубина скважины Н – время механического бурения t» наносим согласно исходным данным результаты отработки долот в каждом рейсе в скважине 1 и 2. Излом линейной зависимости соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.
Излом линейной зависимости h_д= h_д· (t_б) в обеих скважинах соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

Проверим результаты графического разделения интервала на пачки с помощью методики Д.А. Родионова. Согласно исходным данным составляем ряд значений средних за рейс механических скоростей проходки υ_м в порядке их последовательности при бурении скв. 1 и 2. Каждый ряд из 5 значений механической скорости строим по формуле

Скважина 1.
Глубина, Н, м	Время бурения, t, ч
1822	5
1800	18
1785	38
1767	94
1745	26
1723	20

υ_м1= 60 м/ч;           υ_м4 = 2,12 м/ч;                     υ_м7= 5,26 м/ч

υ_м2= 16,6   м/ч;           υ_м5 = 3,846 м/ч;

υ_м3= 6,3 м/ч;                      υ_м6= 10 м/ч



Для первого ряда скоростей υ_м в скв. 1 находим величину М по формуле

Для первого рейса (n= 1) долота в анализируемом ряду

Для второго рейса

Для третьего рейса

Для четвертого рейса

Для пятого рейса

Для шестого рейса

В результате расчетов:y₁=1,509; y₂=2,269; у₃ =3,262; у₄ = 0,561; у₅=0,271

У₆=0,3159

Скважина 2.
Глубина, Н, м	Время бурения, t, м
1835	35,3
1826	26,8
1797	15,5
1763	9 8
1735	17,5
1692	42,6

В скв. 2:

υ_м1= 8,5 м/ч;      υ_м4 = 3 м/ч;

υ_м2= 17,01 м/ч;           υ_м5 =    12,57 м/ч.

υ_м3= 18,96 м/ч;          υ_м6=3



После проведения аналогичных вычислений по формуле (4.6) для второго ряда скоростей в скв. 2 получим:

Для первого рейса (n= 1) долота в анализируемом ряду

Для второго рейса

Для третьего рейса

Для четвертого рейса

Для пятого рейса

у₁ = 0,027; у₂ = 0,085; у₃ = 0,623; у₄ =0,124 ; у₅=0,377
Максимальные значения функции у для ряда скоростей по скв. 1 и 2 имеют место при К = 3 и соответственно равны у₃ = 3,262 и у₃ =0,623. Они подтверждают результаты произведенного выше графического разделения разреза на два участка пород одинаковой буримости.
Анализируя табличные данные, объединяя интервалы с одинаковой механической скоростью и одинаковым диаметром долота, можно выделить 6 интервалов одинаковой буримости.
Таблица 2.2

№ п/п	Интервал одинаковой буримости	Способ бурения	Диаметр долота, мм
1	0-60	роторный	394
2	60-360	турбинный	295,3
3	360-600	турбинный	215,9
4	600-833	турбинный	215,9
5	833-1154	турбинный	215,9
6	1154-1308	турбинный	215,9
7	1308-1560	турбинный	215,9
8	1560-1700	турбинный	215,9
9	1700-1822	турбинный	215,9

7.Выбор оптимального режима бурения и лучшего из поименных типов долот
       Рассмотрим задачу для нижнего интервала пород одинаковой буримости 1700-1822 м, пробуренного в скв. 1 и скв. 2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Р_д = 195 кН и частоте его вращения n_д = 450 об/мин. В скв. 1 были отработаны долота 215,9 СЗ ГАУ R-437, а скв. 2 – 215,9 ТЗ-ГАУ. Согласно информации, взятой из карточек отработки долот, определим в интервале средние арифметические значения проходки на долото h_д, стойкости долота t_б и механической скорости проходки υ_м .
Скв. 1, нижняя пачка

_{Чтобы найти адаптационные коэффициенты по формулам:}

_,

принимаем частоту вращения долот 215,9 СЗ-ГАУ и 215,9 ТЗ-ГАУ

по табл.n = 450 об/мин.

Скв. 2, нижняя пачка,

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот в скв. 1 и 2.

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

где   Р_{д min}, Р_{д max} – минимальная и максимальная нагрузка на долото;

         n_min, n_max- минимальная и максимальная частота вращения долота.

Примем следующие значения постоянных в формуле


где

III 215,9 СЗ ГАУ R-437: С_в = 4375 руб/ч, t_сп=29,1 ч, С_д = 135000 руб,

III 215,9 ТЗ-ГАУ: С_д = 120000 руб, t_в=0,9 ч.

С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С.
Скв. 2, долото нижняя пачка 215,9Т3-ГАУ:

   При наиболее эффективных параметрах режима бурения Р_д = 175 кН и n = 444 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

Скв. 1, нижняя пачка долото III 215,9 СЗ-ГАУ:

При наиболее эффективных параметрах Р_д = 175 кН и n = 444 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом III 215,9 СЗ ГАУ R-437 больше, чем долотом III 215,9 ТЗ-ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1700-1822м.
Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III 215,9 СЗ-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III 215,9Т3-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения

Результаты расчетов сводим в табл. 5.1.


                                                                                                            Таблица 7.1

Интервал одинако-вой бури-мости, м	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим		Прогнозируемые показатели работы долота				Рациональный тип долота
Интервал одинако-вой бури-мости, м	Конкурирующие типы долот	Р_д, кН	n_д, об/ мин	h_д, м	t_б, ч	υ_м, м/ч	с, руб/м	Рациональный тип долота
1700-1822	215,9 СЗ-ГАУ R-437 215,9 ТЗ-ГАУ	175 175	444 444	305 610	43,7 85,97	6,97 7,09	1935,3 1734,6	215,9 ТЗ-ГАУ R-437

8. Проектирование бурильной колонны

8.1Расчет колонны УБТ
.

1)Интервал 0-60м-для роторного способа

Расчет компоновки КНБК.

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.
По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:
м

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

2)Интервал 60-360м-для ГЗД

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

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

3)Интервал 360-600м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

4)Интервал 600-833м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

5)Интервал 833-1154м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

6)Интервал 1154-1308м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

7)Интервал 1308-1560м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

8)Интервал 1560-1700м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):
м
9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД

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

d_убт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб   d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1)= 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

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

8.2 Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.

1)Интервал 0-60м-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

кН

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

МПа

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 = 450 м, вычислим по формуле (5.13):

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

нМ

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

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):

м

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

м

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

МПа

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

МПа

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-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

Кн

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15
По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Таблица 8.2.1

Показатели

Номер секции

УБТ

НК

1

2

Тип труб

УБТ-178

ТБПВ-127

ТБПВ-127

ТБПВ-127

Наружный диаметр труб, мм

178

127

127

127

Внутренний

диаметр труб, мм

80

109

109

109

Группа прочности материала труб

Д

Д

Е

М

Длина секции (ступеней), м

300

250

686

579

Нарастающий вес колонны, кН

615

379

318

214

2)Интервал 60-360м-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):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.
2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.2

Показатели

Номер секции

УБТ

НК

1

2

Тип труб

УБТ-178

ТБПВ-127

ТБПВ-127

ТБПВ-127

Наружный диаметр труб, мм

178

127

127

127

Внутренний

диаметр труб, мм

80

109

109

109

Группа прочности материала труб

Д

Д

Е

М

Длина секции (ступеней), м

200

250

280

1061,45

Нарастающий вес колонны, кН

588

382

319

270

3)Интервал 360-600м-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):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБВК-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.3

Показатели

Номер секции

УБТ

НК

1

2

Тип труб

УБТ-178

ТБВК-127

ТБВК-127

ТБВК-127

Наружный диаметр труб, мм

178

127

127

127

Внутренний

диаметр труб, мм

80

109

109

109

Группа прочности материала труб

Д

Д

Е

М

Длина секции (ступеней), м

200

250

447

894,45

Нарастающий вес колонны, кН

589

383

320

228

4)Интервал 600-833м-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):
кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВК-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.
2 секция:

что выше допустимого значения 1,15
По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗУК-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.4

Показатели

Номер секции

УБТ

НК

1

2

Тип труб

УБТ-178

ТБПВ-127

ТБПВ-127

ТБПВ-127

Наружный диаметр труб, мм

178

127

127

127

Внутренний

диаметр труб, мм

80

109

109

109

Группа прочности материала труб

Д

Д

Е

М

Длина секции (ступеней), м

200

250

447

894,45

Нарастающий вес колонны, кН

589

383

320

228

5)Интервал 833-1154м-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):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции

колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):
м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.
2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБВК-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

6)Интервал 1154-1308для 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):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15
По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.8.2.6

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	447	894,45
Нарастающий вес колонны, кН	589	383	320	228

7)Интервал 1308-1560м-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):
кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.
2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент:ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.7

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	447	894,45
Нарастающий вес колонны, кН	589	383	320	228

8)Интервал 1560-1700-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):
кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции

колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 Кн

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент:ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.8

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	447	894,45
Нарастающий вес колонны, кН	589	383	320	228

9)Интервал 1700-1822м-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):
кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

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

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

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

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

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

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

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

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

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

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.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент:ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.9

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	447	894,45
Нарастающий вес колонны, кН	589	383	320	228

9. Гидравлический расчет циркуляционной системы.

1)Интервал 0-60м-для роторного способа

Произведем первую 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 = 0,084м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.

Коэффициенты λ_кп рассчитываем по формуле (6.10):
за турбобуром

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала.
За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.

м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим

МПа

Найдем ρ_крпо формуле (6.1)

кг/м³
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):

В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБПВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:



МПа
Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д = 6,994 МПа < ΔР_кр = 10,766 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):

МПа

тогда расчетное рабочее давление в насосе составит

Р_н = 7,152 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 10,702 МПа

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):

Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м

9.4 Построение графика давлений
Для построения графика распределения давления в циркуляционной системе определяем следующие величины:

1) гидростатическое давление на забое скважины (при отсутствии циркуляции) для двух случаев:

       а) в скважине, заполненной промывочной жидкостью плотностью ρ, по формуле

        Р_с= ρ · q · L=1150·9,81·1822=20,55МПа
где L – глубина забоя скважины, м;

б) в скважине, заполненной той же жидкостью, но содержащей частицы выбуренной породы плотностью ρ_ш,

P_c^' = φ·ρ·q·L+(1-φ)·ρ_ш·q·L= 0,999·1150·9,81·1822+(1-0,999)·2350·9,81·1822 =

20,57 МПа
Построим график распределения давления в циркуляционной системе .

1.    Слева изобразим геометрию кольцевого канала и компоновку бурильного инструмента с соблюдением вертикального масштаба.

2.    Проводим горизонтальные линии через точки соединения различных элементов бурильной колонны:

1-1 – соединение ТБПК с УБТ-165;

2-2 – соединении УБТ-165 с УБТ-178

3-3 – соединение УБТ-178 с турбобуром (забойным двигателем) либо УБТ-178 с долотом

4-4 – соединение турбобура (забойного двигателя) с долотом – забой скважины.

3. Откладываем значения Р_с и Р_с΄ по горизонтали 4-4, получим точки d и d΄.

4. Соединив точки d и d΄ с началом координат, получим линии изменения гидростатического давления в затрубном пространстве. В пересечении линии Od΄ с горизонталями 1-1, 2-2 и 3-3 получим точки а, в и с.

5. От а, в, с и d по горизонталям вправо откладываем значения суммарных гидродинамических потерь давления получаем точки а΄, в΄, с΄ и d΄.

При этом длина отрезков равна:

аа’=Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК

вв’= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146

сс’= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146+ Δp_кп^УБТ-178

d’d”= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146+ Δp_кп^УБТ-178 +Δp_кп^{турбобур}

6. Соединив точки О, а΄, в΄, с΄ и d˝ построим кривую изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции.

7. Из точки d˝ восстанавливаем вертикаль до пересечения с осью давлений. Получаем точку, соответствующую величине забойного давления при бурении скважины Р_з.nn΄

8. Через точку d˝ проводим прямую, Оd. В пересечении с горизонталями получим точки k, m, n и точку s в пересечении с осью давлений.

9. Отложив по горизонтали от точки d˝ отрезок, соответствующей перепаду давления в долоте, получаем точку е. При этом длина d”e=Δp_Тб.

10. Длина отрезка kk΄ равна сумме перепадов давления в долоте ∆Р_д и турбобуре ∆Р_тб.

11. длины отрезков mm΄, nn΄, ss΄ определяем по формуле:

mm’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178

nn’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178+ Δp_кп^УБТ-146

ss’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178+ Δp_кп^УБТ-146 +Δp_мт^ТБПК
Р = ∆Р_д + ∆Р_тб + Σ(∆Р_тi),

где Σ(∆Р_тi) - суммарное гидродинамические потери давления внутри i-й секции бурильной колонны.

12. Вправо от точки s΄ откладываем отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке ∆Р_о. Получаем точку, соответствующую давлению в насосе Р_н.

13. Соединив точки е, k΄, m΄, n΄, s΄, Р_н получаем график изменения давления от забоя скважины до насоса.

Безымянный

1 – Долото;

2 – УБТ ;

3 – ТБПВ-127;

               4 – кондуктор;

               5 – слабый пласт.
2)Интервал 60-360м-для ГЗД

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 = 0,047м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:

за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.

Коэффициенты λ_кп рассчитываем по формуле (6.10):

за турбобуром

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала.

За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.
м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим

МПа

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):

В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

  В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБПВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:


МПа

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =5,917 МПа < ΔР_кр = 11,923 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):

МПа

тогда расчетное рабочее давление в насосе составит
Р_н = 5,917 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 9,467 МПа
Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):
Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м
3)Интервал 360-600м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.

Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.
За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.
м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим

МПа
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):
В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):

В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБКВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:



МПа

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =4,371 МПа < ΔР_кр = 8,669 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):

МПа
тогда расчетное рабочее давление в насосе составит
Р_н = 4,371 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 7,921 МПа
Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):

Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м

Графики распределения давлений в стволе скважины приведены в приложении.
4)Интервал 600-833 м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.
За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.

м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим
МПа

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):
В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):

В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБКВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:


МПа

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =4,371 МПа < ΔР_кр = 18,669 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):

МПа

тогда расчетное рабочее давление в насосе составит

Р_н = 4,371 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 7,921 МПа

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):

Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м

5)Интервал 833-1154м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

   Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.

За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.

м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим

МПа
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):
В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБПВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа
Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:


МПа

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:
м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =1,658 МПа < ΔР_кр = 11,342 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):
МПа
тогда расчетное рабочее давление в насосе составит
Р_н = 1,658 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 5,208 МПа

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):
Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м

6)Интервал 1154-1308м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

   Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.

За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД
МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБВК

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.

м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим
МПа
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):
В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБВК

       В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБКВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа
Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:



МПа
Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:
МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =4,371 МПа < ΔР_кр = 8,669 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.
Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):
МПа

тогда расчетное рабочее давление в насосе составит
Р_н = 4,371 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 7,921 МПа

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):

Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м

Графики распределения давлений в стволе скважины приведены в приложении.
7)Интервал 1308-1560м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.
За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБВК

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.
м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим
МПа
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):

   В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБКВ и УБТ по формуле (6.7):
В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа
Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:


МПа
Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:
м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =1,658 МПа < ΔР_кр = 11,342 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):

МПа
тогда расчетное рабочее давление в насосе составит

Р_н = 1,658 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 5,208 МПа

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):

Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

м

8)Интервал 1560-1700м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.

За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127



    Число Сен-Венана равно:

       За ГЗД



    За УБТ-178



    За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за

ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБВК

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.
м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим

МПа

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):

В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ



     В УБТ-178



     Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ



В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБПК и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ
МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:



МПа
Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =4,371 МПа < ΔР_кр = 8,669 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):
МПа
тогда расчетное рабочее давление в насосе составит

Р_н = 4,371 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 7,921 МПа

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):
Ø = м²

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):
м
9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД

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 = 0,038м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Таким образом, в кольцевом канале режим течения ламинарный.

За турбобуром

за УБТ-178

за ТБПВ-127

Число Сен-Венана равно:
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Находим значения β по формулам (6.15):
За ГЗД

За УБТ-178

За ТБПВ

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле (6.12):

За ГЗД

МПа

За УБТ-178

МПа

За ТБПВ

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем ℓ_т = 12 м.

м/с

МПа

Суммируя значения Р, получим
МПа
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (6.4):
В ТБПВ

В УБТ-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-178

Так как Re_т > Re_кр, то в колонне везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9):
В ТБПВ

В УБТ-178

Рассчитаем потери давления внутри ТБКВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

МПа

В УБТ-178

МПа

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

МПа
Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:


МПа
Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:
МПа

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

м/с

Так как υ_д > 80 м/с и перепад давления ΔР_д =1,658 МПа < ΔР_кр = 11,342 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.
Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле (5,10):
МПа

тогда расчетное рабочее давление в насосе составит

Р_н = 1,658 · 10⁶ + 3,55∙10⁶ = 5,208 МПа
Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):
Ø = м²
В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):
м
9.4 Построение графика давлений
Для построения графика распределения давления в циркуляционной системе определяем следующие величины:

1) гидростатическое давление на забое скважины (при отсутствии циркуляции) для двух случаев:

       а) в скважине, заполненной промывочной жидкостью плотностью ρ, по формуле

        Р_с= ρ · q · L=1150·9,81·1822=20,55МПа
где L – глубина забоя скважины, м;

б) в скважине, заполненной той же жидкостью, но содержащей частицы выбуренной породы плотностью ρ_ш,

P_c^' = φ·ρ·q·L+(1-φ)·ρ_ш·q·L= 0,999·1150·9,81·1822+(1-0,999)·2350·9,81·1822 =

20,57 МПа
Построим график распределения давления в циркуляционной системе .

1.    Слева изобразим геометрию кольцевого канала и компоновку бурильного инструмента с соблюдением вертикального масштаба.

2.    Проводим горизонтальные линии через точки соединения различных элементов бурильной колонны:

1-1 – соединение ТБПК с УБТ-165;

2-2 – соединении УБТ-165 с УБТ-178

3-3 – соединение УБТ-178 с турбобуром (забойным двигателем) либо УБТ-178 с долотом

4-4 – соединение турбобура (забойного двигателя) с долотом – забой скважины.

3. Откладываем значения Р_с и Р_с΄ по горизонтали 4-4, получим точки d и d΄.

4. Соединив точки d и d΄ с началом координат, получим линии изменения гидростатического давления в затрубном пространстве. В пересечении линии Od΄ с горизонталями 1-1, 2-2 и 3-3 получим точки а, в и с.

5. От а, в, с и d по горизонталям вправо откладываем значения суммарных гидродинамических потерь давления получаем точки а΄, в΄, с΄ и d΄.

При этом длина отрезков равна:

аа’=Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК

вв’= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146

сс’= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146+ Δp_кп^УБТ-178

d’d”= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146+ Δp_кп^УБТ-178 +Δp_кп^{турбобур}

6. Соединив точки О, а΄, в΄, с΄ и d˝ построим кривую изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции.

7. Из точки d˝ восстанавливаем вертикаль до пересечения с осью давлений. Получаем точку, соответствующую величине забойного давления при бурении скважины Р_з.nn΄

8. Через точку d˝ проводим прямую, Оd. В пересечении с горизонталями получим точки k, m, n и точку s в пересечении с осью давлений.

9. Отложив по горизонтали от точки d˝ отрезок, соответствующей перепаду давления в долоте, получаем точку е. При этом длина d”e=Δp_Тб.

10. Длина отрезка kk΄ равна сумме перепадов давления в долоте ∆Р_д и турбобуре ∆Р_тб.

11. длины отрезков mm΄, nn΄, ss΄ определяем по формуле:

mm’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178

nn’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178+ Δp_кп^УБТ-146

ss’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178+ Δp_кп^УБТ-146 +Δp_мт^ТБПК
Р = ∆Р_д + ∆Р_тб + Σ(∆Р_тi),

где Σ(∆Р_тi) - суммарное гидродинамические потери давления внутри i-й секции бурильной колонны.

12. Вправо от точки s΄ откладываем отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке ∆Р_о. Получаем точку, соответствующую давлению в насосе Р_н.

13. Соединив точки е, k΄, m΄, n΄, s΄, Р_н получаем график изменения давления от забоя скважины до насоса.

Безымянный

1 – Долото;

2 – УБТ ;

3 – ТБПВ-127;

               4 – кондуктор;

               5 – слабый пласт.


10.2 Расчет профиля скважины №921-Р ( типа Б)

1.       Данные для расчета профиля:

2.       Вертикальная проекция ствола скважины Н₀=1822м;

3.       Отклонение забоя скважины от вертикали А=75.5м;

4.       Интенсивность падения кривизны i₂=2,5⁰ на 100м ствола скважины;

5.       Конечный зенитный угол α_к=10,9⁰;

6.       Интенсивность набора зенитного угла i₁=14⁰ на 100м. ствола скважины.
Решение:

1.       Определим необходимый максимальный зенитный угол для получения проектного профиля ствола скважины:

2.       вычисляем вертикальную проекцию не вертикальной части ствола скважины:

3.       найдем длину верхнего вертикального участка ствола скважины:

4.       рассчитаем длину участка набора кривизны:

5.       Найдем горизонтальную проекцию участка набора зенитного угла:

6.       Определим вертикальную проекцию участка набора кривизны:

7.       рассчитаем радиус искривления ствола скважины на участке снижения зенитного угла:

8.       Найдем длину участка снижения зенитного угла:

9.       рассчитаем горизонтальную проекцию участка падения кривизны:

10.   Вычисляем вертикальную проекцию участка падения кривизны:

11.   определим общую длину ствола скважины:

12.   найдем удлинение ствола скважины за счет скважины:

Произведем построение профиля ствола наклонно-направленной скважины. Откладываем на вертикальной линии отрезки АВ=Н₀=1759 м.; ВС=Н_в=240 м.;

Полученная ломанная линия АСЕF будет представлять собой профиль наклонно-направленной скважины 2-го типа Б:

13. Литература

Н.Е. Зозуля. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск: АГНИ, 2003
Н.Е. Зозуля, Р.Х. Фаткуллин, Н.В. Соловьева. Заканчивание скважин строительством. – Альметьевск: АГНИ, 2003-124с.
Зозуля Н.Е.

Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2003. – 240 с.

      4     Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В.

Режим бурения: Учебное пособие по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов, обучающихся по специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Под редакцией профессора Зозули В.П. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2005. – 136с.

1.      Спивак А. И., Попов А.Н., Акбулатов Т.О.

Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов.- М.:ООО     «Недра-Бизнесцентр»,2003.-510 с.

14.Необходимая информация о процессе проводки скважины и способы ее получения

Измеряемый параметр	Метод опреде- ления	Способ измерения	Необходи-мость канала связи	Прибор	Выпуск про- мышл.	Досто- инства	Недостатки
1	2	3	4	5	6	7	8
I. 1) Нагрузки на вышку и талевую систему 2) Давление в сосудах, находящихся под давле-нием	прямой прямой	определение усилий в талевой канате	- -	индикатор веса манометры	+ +	простота, достаточная точность простота, достаточная точность
II. Режимные параметры: 1) Нагрузка на долото	прямой	измерение усилий в переводнике над долотом	+	забойный датчик усилий	-	высокая точность	сложность измери-тельной системы
II. Режимные параметры: 1) Нагрузка на долото	косвен.	определение на-грузки на крюке	-	индикатор веса	+	простота системы	Невысокая точность, особенно в наклонных скважинах
2) Частота вращения долота: роторное бурение
2) Частота вращения долота: роторное бурение	прямой	по частоте вращения ротора	-	роторный тахометр	+	простота, дос-таточная точ-ность	Мгновенная частота вращения долота и ро-тора в переходных режимах не совпадают
турбинное бурение	прямой	по частоте пульсаций давления забой-ного датчика	+	турботахо-метр	±	достаточная точность	Недостаточная надеж-ность, необходимость использования сложной аппаратуры
1	2	3	4	5	6	7	8
	косвен.	по изменению давления на стояке при бурении турбо-бурами серии А	-	манометр	+	простота	Невысокая точность
3) Момент на долоте: роторное бурение
3) Момент на долоте: роторное бурение	прямой	измерение момента	-	роторный моментомер	+	простота	Поскольку М_д≠М_рот определяется качест-венно изменение мо-мента на долоте
турбинное бурение	прямой	измерение реактивного момента на роторе	-	роторный моментомер	+	простота	Возможно лишь при небольшой глубине скважины
	косвен.	а) по изменению частоты вращения долота при нали-чии турботахо-метра	+	турботахо-метр	±		Определяется качест-венно изменение мо-мента на долоте. Необходимость теле-метрии
	косвен.	б) по изменению давления на стояке при бурении турбобу-ром серии А или объемным (винтовым) двигателем	-	манометр	+	простота определения	Определяется качест-венно изменение мо-мента
электробурение	косвен.	по изменению силы тока электробура	-	амперметр	+	простота	Определяется качест-венно изменение мо-мента
1	2	3	4	5	6	7	8
4) Расход промывочной жидкости	прямой	измерение подачи насоса	-	расходомер РГР-7	+	простота определения	Может применяться для измерения расхода только электропрово-дящих жидкостей
	косвен.	по частоте ходов насоса	-	счетчик ходов насоса (тахо-метр)	+	простота	На точность измере-ний влияет износ поршней и клапанов, условия всасывания
	косвен.	по изменению давления на стояке	-	манометр	+	простота	Дает качественную информацию об изме-нении расхода
III. Состояние (износ) долота: 1) Состояние вооруже-ния
III. Состояние (износ) долота: 1) Состояние вооруже-ния	косвен.	по изменению механической скорости	-	датчик проходки	+	простота	Погрешности из-за изменения прочност-ных свойств разбури-ваемых пород
2) Состояние опор: роторное бурение
2) Состояние опор: роторное бурение	косвен.	по изменению момента на долоте	-	роторный моментомер	+	простота	Погрешности из-за изменения свойств пород
турбинное бурение	косвен.	по изменению давления на стояке (при бурении тур-бобурами се- рии А и вин-товыми дви-гателями)	-	манометр на стояке	+	простота	Погрешности из-за изменения свойств пород
электробурение	косвен.	по изменению силы тока	+	амперметр	+	простота	Погрешности из-за изменения свойств пород
1	2	3	4	5	6	7	8
IV. Бурильная колонна: 1) Целостность бу-рильной колонны
	прямой	по изменению нагрузки на крюке	-	ГИВ	+	простота	Не дает информацию о потере целостности в виде трещины и свища, при сломе или отвин-чивании части колонны труб, вес которой меньшей погрешности ГИВ
	косвен.	по изменению давления на стояке	-	манометр	+	простота	Давление на стояке может меняться и по другим причинам (кроме нарушения целостности бурильной колонны)
2) Прихват	прямой	по потере подвижности колонны труб	-	индикатор веса	+	простота
V. Определения положе-ния ствола скважины, в т.ч. забоя, в пространстве	прямой	пеленгация шумов долота сейсмодатчи- ками	каналом связи служит горная порода	Сейсмодат-чики	-	постоянство контроля по-ложения забоя	Сложность, высокая стоимость сейсмоаппа-ратуры, наличие помех из-за шумов, создавае-мых бурильной колон-ной, наземным обору-дованием и т.д.
	косвен.	измерение значений зенит-ного угла и азимута	кабель	инклинометр	+	достаточно вы-сокая точность определения координат
1	2	3	4	5	6	7	8
VI. Приток пластового флюида	прямой	по изменению свойств промы-вочной жидкости, выходящей из скважины	-	приборы измерения свойств промывочной жидкости	+	простота метода	Большой промежуток времени между нача-лом поступления плас-тового флюида и мо-ментом обнаружения
	прямой	по изменению свойств про-мывочной жидкости на забое	+	забойный датчик	±	быстрота обнаружения притока	Сложность и высокая стоимость оборудова-ния. Не выпускается в России
	косвен.	по увеличе- нию объема промывочной жидкости в емкостях	-	уровнемер	+	простота кон-струкции, от-носительная дешевизна	В случае слабого при-тока обнаружение с большим запазды-ванием
	косвен.	нарушение соотношения между объемами поднятых (спущенных) труб и объемам закаченной в скважину (вытесненной) промывочной жидкости	-	уровнемер, счетчик поднятых (спущенных) труб, процессор			Слабые притоки плохо диагностируются. Необходима специаль-ная обвязка емкости долива
1	2	3	4	5	6	7	8
VII. Приближение к пластам с АВПД	косвен.	по изменению экспоненты	-	датчик проходки	+	простота метода	Достоверные данные получаются при бурении однородных пород
VII. Приближение к пластам с АВПД	косвен.	по изменению скорости пробега звуковой волны в породе	кабель	геофизич. аппаратура	+	простота метода	Возможно в перерывах бурения во время геофиз. измерений

Bukvasha