2.5 Выбор и расчет бурильной колонны
Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:
Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ – 14 – 3 – 385 – 79
бурильные трубы ТБПК диаметром 127 8 мм группы прочности Д, длиной L=1000 м; ЛБТ-147 11 по ГОСТу 631 – 75.
масса одного погонного метра БТ qБТ = 0,000272 МН;
Масса одного погонного метра ЛБТ qлбт= 0,000165 МН
Масса одного погонного метра УБТ qубт = 0,00156 МН
Допустимая растягивающая нагрузка ТБПК Рст = 1,24МН.
Перепад давления на забойном двигателе РЗД+Д = 10 МПа.
G = 0,16 МН;
Qзд+д = 0,014 МН;
lзд+д = 8 м;
n = 1,3.
Определяется длина УБТ
Lубт=(к*G-Qзд-Р ЗД+Д *Fк)/qубт=(1,25*0,16-0,014-10*0,785*0,1092)/0,00156=46 м
где: G - осевая нагрузка на долото.
Qзд - масса забойного двигателя и долота 1400 кг.
Fk - площадь трубного пространства бурильных труб, определяется по формуле
И сходя из опыта бурения на данной площади принимается Lубт =25 м.
Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения.
lлбт=((Рст/n-(Qубт+Qтбпк+Qзд)-Рзд*Fk)/qлбт==((Рст/n-( qубт * Lубт+ qБТ* lтбпк + Qзд)-Рзд*Fk)/qлбт =((1,24/1,3-(0,00156*25+0,000272*1000+0,014)-10*0,0097)/0,000165=3223 м.
n – запас прочности на растяжение для бурильных труб.
Определяется длина ЛБТ
lлбт=Lн-lзд-lубт-lтбпк=1988-8-25-1000=955 м.
Определяется масса бурильной колонны
Qк=Qлбт+Qубт+Qтбпк+Qзд=0,000165*955+0,00156*25+0,000272*1000+0,014= 0,5835МН
Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.
Услов ный номер КНБК |
Элементы КНБК |
|||||||
номер по порядку |
типоразмер, шифр |
техническая характеристика |
суммарная длина КНБК, м. |
суммарная масса КНБК, т. |
Примечание |
|||
наружный диаметp, мм |
длина, м |
масса, кг |
||||||
I |
1 |
Шнековое долото |
600 |
0,7 |
150 |
0,7 |
0,15 |
Бурение под I направление |
II |
1 |
Долото |
490 |
0,63 |
316 |
13,13 |
2,716 |
Бурение под I I направление |
2 |
УБТ |
203 |
12,5 |
2400 |
||||
III |
1 |
Долото |
393,7 |
0,53 |
145 |
43,13 |
9,697 |
Бурение под кондуктор |
2 |
Калибратор КС |
393,7 |
1,0 |
347 |
||||
3
4
|
2ТСШ-240
УБТ |
240
203 |
16,6
25 |
4405
4800 |
||||
IV |
1 |
Долото |
295,3 |
0,42 |
75 |
43,02 |
9,569 |
Бурение под техническую колонну - вертикальный участок |
2 |
Калибратoр КС |
295,3 |
1 |
289 |
||||
3 |
2ТСШ-240 |
240 |
16,6 |
4405 |
||||
4 |
УБТ |
203 |
25 |
4800 |
||||
V |
1 |
Долото |
295,3 |
0,42 |
75 |
33,52 |
3,955 |
Бурение под техническую колонну – участок набора зенитного угла |
2 |
Калибратoр КС |
295,3 |
1 |
289 |
||||
3
|
ТО-240 |
240 |
10,2 |
2593 |
||||
4 |
т/с ЗИС-4 |
172 |
9,9 |
800 |
||||
5 |
ЛБТ |
147 |
12 |
198 |
||||
VI |
1 |
Долото |
295,3 |
0,42 |
75 |
44,02 |
6,069 |
Бурение под техническую колонну – прямолинейный участок |
2 |
Калибратор КС |
295,3 |
1,0 |
289 |
||||
3 |
2ТСШ-240 |
240 |
16,6 |
4405 |
||||
4 |
Центрaтор |
292 |
1,0 |
200 |
||||
5 |
УБТ |
203 |
25,0 |
1800 |
||||
VII |
1 |
Долото |
215,9 |
0,35 |
48 |
45,07 |
7,103 |
Бурение под эксплуатационную колонну, наклонно- прямолинейный участок |
2 |
Кaлибpатоp КС |
215,9 |
0,4 |
40,0 |
||||
3 |
2ТСШ-195 |
195 |
17,0 |
3179 |
||||
4 |
Центратор |
215,9 |
1 |
61 |
||||
5 |
УБТ |
178 |
25,0 |
3635 |
Список использованной литературы
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. - М.: ФГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.
Иогансен К. В. Спутник буровика: Справочник. - 3-е изд., перераб. и доп . - М.:Недра, 1990. - 303 с.: ил.
Леонов Е. Г., Исаев В. И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1987. - 304 с.
Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. Учеб.пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2000.-670 с.: ил.
Рязанов Я. А. Справочник по буровым растворам: - М.: Недра, 1979. 215с.
Ганджумян Р. А., Калинин А. Г., Никитин Б. А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ под редакцией А. Г. Калинина - М.: Недра, 2000. - 489 с.: ил.
Долгих Л. Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб.пособие/Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2003, 87 с.