Выбор типа вертлюга для бурения скважин глубиной 6000м

при  z=0       ;

при  z=L        

Строим эпюру АВ (рисунок 10)

2.2.1.2 Внутреннее давление  по окончании эксплуатации определяем  по формуле (2.2):

p_вz=0 при ;

  при                  /2.2, с.74/

при  z=0       ;

при  z=L        

Строим эпюру CD (рисунок 7)

Рисунок 7 – Эпюра внутренних давлений

2.3.2 Построение эпюр наружных давлений

2.3.2.1 Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле (2.3):

  при               /2.3,с.76/

при  z=0       ;

при  z=h=600м;       

2.3.2.2 Определяем наружное давление для зацементированной зоны:

- в интервале, закрепленной  предыдущей колонной, по формуле  (2.4):

  при           /2.4,с.76/

при  z=h       ;

при z=L₀=650м;

 .

- в интервале открытого  ствола с учетом пластового  давления

z=L=2500м;   p_нL=35,55 МПа.

Строим эпюру ABCD (рисунок 11).

2.3.2.3 Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины по формулам  (2.5) и (2.6) на момент окончания цементирования:

  при               /2.5,с.77/

при  z=0       ;

при  z=h=600м;       

  при                /2.6, с.77/

при z=L=2500м;

 

Строим эпюру ABE (рисунок 11).

Рисунок 11 – Эпюра наружных давлений

2.3.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений

2.3.3.1 Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам (2.7) и (2.8):

  при               /2.7,с.77/

при  z=0      

при z=h      

  при       /2.8, с77/

при z=L

 

2.3.3.2 Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

- в незацементированной  зоне – по формулам (2.9) и (2.10):

  при                       /2.9, с.77/

при  z=0       

при   z=H=1000м   

  при                /2.10, с.79/

при z=Н

• в зацементированной зоне – по формуле (2.11):

  при                /2.11, с.79/

при z=L

2.2.3.3 Определяем избыточное  давление наружное давление при  освоении скважины:

- в незацементированной  зоне – по формулам (2.9) и (2.10):

при z=0 при

при z=h=600м при

при z=H=1500

• в зацементированной зоне – по формуле (2.11):

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABCDE (рисунок 12).

2.3.3.4 Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:

- в незацементированной  зоне – по формулам (2.9) и (2.10):

при z=0 при

при z=h=600м при

при z=H

• в зацементированной зоне – по формуле (2.11), где p_Hz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом γ_ГС=1,1*10⁴ Н/м³ :

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABC’D’E (рисунок 12)

Рисунок 12 – Эпюра наружных избыточных давлений

2.2.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

2.2.4.1 Избыточное внутреннее давление при испытании  на герметичность в один прием без пакера определяем:

- в незацементированной  зоне – по формуле (2.12):

 при      /2.12, с.80/

при z=0 p_ву=17,87 МПа (p_ву=16,25 МПа по п.2.2.1)

при z=h 

- в зацементированной  зоне – по формуле (2.13)

                       /2.12, с.80/

при z=L₀       

при z=L       

Строим эпюру ABCD (рисунок 13).

Рисунок 13- Эпюра внутренних избыточных давлений

Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям  п. 2.3.3.3 (эпюра АВС’D’E) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.2.3.4.1 (эпюра ABCD):

p_HИL=27,5 МПа  p_HИL*n₁=(27,5*1,2)МПа=33 МПа.

По прил.2 /1, с.111/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности Е с толщиной стенки δ=13,8 мм, для которых p_кр=39,2 МПа.

Длина 1-ой секции l₁=1500м. Вес ее Q₁=(1500*0,789)=1183,5 кН [q₁=0,789 /прил.12, с.150/].

По эпюре (рисунок 12) определяем расчетное давление p_ниz на уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L₁=1000м; p_ниz=16МПа. Этому давлению при n₁=1,0 соответствуют трубы группы прочности Е c δ=10,0 мм, для которых p_кр=18,9 МПа. Определяем значение p’_кр2 для труб 2-ой секции по формуле /2.38, с./ для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса I-ой секции:

 

Этому значению соответствует глубина спуска 2-ой секции, равная =800м, следовательно, уточненная длина I-ой секции

=(2500-800)м=1700м, а вес ее кН.

Для 3-й секции выбираем трубы  группы прочности Д  c δ=10,0 мм, p_кр=16,2 МПа. Это давление имеет место на глубине L₂=700м. Следовательно, длина 2-й секции l₂=м, а вес ее

 кН.

Определим величину по формуле 2.38 /1, с. / для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций .

 

Для полученного значения находим уточненную глубину спуска 3-й секции м и уточненную длину 2-й секции  м, а вес ее кН.

Длину 3-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле /2.49, с.1/, /прил.5, с.136/; .

 

 кН.

Вес трех секций

Определяем внутреннее давление для 3-й секции. Давление на уровне верхней  трубы, расположенной на глубине  L₃=(2500-1700-300-190)=310м, составляет p_ви310=16 МПа.

По приложении 4/1, с.126/ p_т=27,2 МПа для δ=10,0 мм, запас прочности n₃= p_т/ p_виz=27,2/16=1,7.

4-ю секцию составляем из групп прочности Д с δ=11,1 мм q₄=0,644 кН

 

Вес четырех секций

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы составляет p_ви=17,875 МПа.

По приложении 4 /1, с.126/ p_т=30,1 МПа для δ=11,1 мм, запас прочности n₃= p_т/ p_виz=30,1/17,875=1,68.

Для 4-й секции достаточно длина 310м, вес ее кН.

Общий вес колонны 

Таблица 3- Конструкция промежуточной колонны-2 d=245мм

Номер секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, мм	Вес секции, кН
1 2 3 4	E E Д Д	11,5 10,4 9,2 11,5	1700 300 190 310	1341,3 175,8 111,34 199,64
Всего			2500	1828,08

 

Примечание: Счет секций ведется  снизу вверх.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчет конструкции бурильных колонн

Исходные данные

Показатель	Значение показателя
Вид технологической операции Интервал К началу проведения операции спущена промежуточная колонна  диаметром, мм Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром, мм Способ бурения  Частота вращения колонны , об/мин Диаметр долота, мм Плотность бурового раствора Нагрузка на долото, т Условия бурения	Бурение 4000-6000   178   114 Роторный 60 152 1,7 5 Нормальное

 

3.1 Расчет УБТ

Расчет производится в  соответствии с разделом 5 /2. с.66/. Необходимо определить типы утяжеленных бурильных  труб и длины ступеней компоновки УБТ.

Согласно  п. 6.5 /2, с.46/ для неосложненных условий бурения выбираем по таблице 3 /2, с.46/ для 1-й ступени УБТС.2 с наружным диаметром D_УБТ=120мм. По п.6.6 /2, с.46/ эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 114 мм.

Диаметр нижней секции бурильной  колонны согласно таблице 1 /2, с.31/ необходимо принять 102 мм.

Существует плавный переход  D_УБТ и D_БК

 

Данное соотношение выполняется. Принимаем D_УБТ=120мм.

 

 Длина основного УБТ находится исходя из нагрузки на долото, осуществляемого весом УБТ, увеличенного на 0,25.

 

 

 

3.2 Расчет конструкции  бурильной трубы 

Будем использовать трубы  типа ТБВ (ГОСТ 631-75, тип 1) диаметром 102 мм с толщинами стенок 8,9,10 групп прочности Д,К,Е,Л.

В соответствии с . п7.6 /2, с.68/ сформируем последовательность труб.

Начинаем перебор последовательности с бурильной трубы под порядковым номером 1 (БТ №1).

Производим проверку соответствия этой БТ требованиям п. 7.8. /2, с.45/

Устанавливаем следующее:

- наружный диаметр соответствует  зафиксированным в п.7.7 /2, с.44/ значениям;

- наружный диаметр замкового соединения (133мм) не ограничивает применение данной трубы;

- БТ №1 не соответствует  условиям по п.3.36 /2, с.29/ для компоновки 1-ой секции (над УБТ) КБТ.

Из представленной последовательности условиям п. 3.36 соответствует только БТ №9, которая удовлетворяет также требованиям п.7.8., предварительным к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения.

Проверяем бурильную трубу  №9 на соответствие расчетных запасов  прочности по усталости нормативным  значениям по следующим формулам:

Таблица 4 – Последовательность труб

Порядковый  номер	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
1	ТБВ	102	8	Д	ЗШ- 133
2	ТБВ	102	8	К	ЗШ- 133
3	ТБВ	102	8	Е	ЗШ- 133
4	ТБВ	102	8	Л	ЗШ- 133
5	ТБВ	102	9	Д	ЗШ- 133
6	ТБВ	102	9	К	ЗШ- 133
7	ТБВ	102	9	Е	ЗШ- 133
8	ТБВ	102	9	Л	ЗШ- 133
9	ТБВ	102	10	Д	ЗШ- 133
10	ТБВ	102	10	К	ЗШ- 133
11	ТБВ	102	10	Е	ЗШ- 133
12	ТБВ	102	10	Л	ЗШ- 133
13	ТБВ	102	10	М	ЗШ- 133