Выбор породоразрушающего инструмента

Размеры долот, указанные ниже, рассчитаны в разделе 4.2 данного проекта, и выбраны в соответствии с конструкцией скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн.

Выбор долот произведен в соответствии с физико-механическими свойствами, буримостью пород, фактическими данными о работе различных долот для сплошного бурения на площадях данного района. Потребное количество элементов КНБК представлено в таблице 4.6.1.

 

 

Таблица 4.6.1 – Потребное количество элементов КНБК

Типоразмер долот	Вид технологической операции	Интервал работы по стволу, м		Норма проходки		Потребное количество на интервале, шт
		от (верх)	до (низ)	Величина, м	Источник нормы
Ш393,7 С-ЦВ Ш393,7 С-ЦВ Ш393,7 С-ЦВ	Бурение Бурение Проработка	0 15 0	15 50 50	28,2 24,9 50,0	Местные	0,53 1,41 1.00
Итого: Ш393,7 С-ЦВ		0	50			3
Ш295,3 С-ЦВ Ш295,3 С-ЦВ	Бурение Проработка	50 50	460 460	54,0 460,0	Местные	7,59 0,87
Итого: Ш295,3 С-ЦВ		50	460			9
Ш 215,9 ТЗ-ЦВ Ш 215,9 СЗ-ГВ 215,9 СЗ-ГНУR06 215,9 СЗ-ГНУR06 215,9 ТЗ-ГНR20 Ш 215,9 ТЗ-ЦВ 215,9 ТЗ-ГНR20 Ш 215,9 СЗ-ГНУ 215,9 T3-ГHR20 Ш215,9 Т-ЦВ	Бурение Бурение Бурение Бурение Бурение Бурение Бурение Бурение Бурение Проработка	460 780 800 1045 1140 1210 1260 1760 1990 380	780 800 1045 1140 1210 1260 1760 1990 2180 2180	13,3 21,0 35,0 26,0 42,0 11,0 42,0 31,0 42,0 1720,0	Местные	24,0 0,95 7,00 3,65 1,67 4,55 11,9 7,42 4,52 1,04
Итого: Ш 215,9 ТЗ-ЦВ           Ш 215,9 СЗ-ГВ           215,9 СЗ-ГНУ R 06           215,9 ТЗ-ГНR20           Ш 215,9 СЗ-ГНУ           Ш215,9 Т-ЦВ		460	2180			29 1 11 18 8 1
Ш139,7 СЗ-ГАУ К 139,7/67ТКЗ К 139,7/67ТКЗ Ш139,7 Т-ЦВ	Бурение Отбор керна Отбор керна Проработка	2180 2280 2410 2180	2280 2410 2450 2450	26,0 8,0 6,0 270	Местные	3,85 16,25 36 1
Итого: Ш139,7 СЗ-ГАУ            К 139,7/67ТКЗ            Ш139,7 Т-ЦВ		2180	2450			4 52 1

^* - данный тип долота применяется на данной площади впервые, количество будет уточняться по практическим данным.

 

Режимы бурения

 

Параметры режима бурения выбираются в зависимости от типа горных пород и их физико-механических свойств. Основными параметрами являются: нагрузка на долото, частота вращения породоразрушающего инструмента, подача бурового насоса. 

Принимая во внимание то что, данные по твердости Шрейнера и коэффициенту, учитывающему влияние факторов, действующих в реальных условиях бурения, отсутствуют, расчет нагрузки на долото ведется упрощенным способом.

Режимные параметры выбираются исходя из графика определения режимных параметров роторного бурения (рисунок 7) и практических данных, полученных при бурении на данной площади (таблица 4.7.1).

Таблица 4.7.1 – Режимные параметры

Интервал, м		Вид технологической операции	Способ бурения	Режим бурения
от	до			Осевая нагрузка, кН	Скорость вращения, мин-1	Расход бурового раствора, л/с
0 0	50 50	Бурение Проработка	Роторный	60 30	60-80	45,0
50 50	460 460	Бурение Проработка	Роторный	250 30	60-80	35,0
460 460	2180 2180	Бурение Проработка	Роторный	200 30	60-100	16,0
2180 2280 2180	2280 2450 2450	Бурение Отбор керна Проработка	Роторный	100 70 30	60-80	10

Буровой инструмент

Бурильные трубы выбираются с учетом конструкции скважины, способа бурения и ожидаемых нагрузок на бурильную колонну.

Расчет компоновки для бурения под направление и кондуктор проектом не предусматривается.

Расчет компоновки бурильной колонны при бурении интервала 460 -2180 м.

1. Диаметр секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. Согласно рекомендациям по расчету бурильной колонны, для диаметров долот ниже 295,3 мм отношение d _у / D составляет 0,8-0,85. Для долота 215,9 мм по приведенной зависимости принимается УБТС1-178. Выбранная УБТ обладает жесткостью большей чем у обсадной колонны, поэтому пригодна для применения. Соотношение диаметров бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть следующим: d _бт / d _у≥0,7. Учитывая то, что бурение ведется бурильными трубами ТБВ диаметром 127 мм, данное соотношение выполняется (127/178 = 0,71).

Общая длина УБТ определяется из уравнения:

Окончательно длина УБТ 180 м.

где Р_д = 200 кН – нагрузка на долото;

ρ_бр – плотность бурового раствора;

ρ_мет – плотность метала;

θ – возможный зенитный угол, град;

q– вес 1м УБТ, кН/м.

Окончательно принимаем длину УБТ 180 м.

Общий вес колонны УБТ:

Если нагрузка на долото , то для ограничения прогибов и площади контактов УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.

Промежуточные опоры согласно рекомендациям для долота 215,9 имеют наибольший поперечный размер 203 мм.

Длинна полуволны УБТ вращающейся колонны:

где ω = 2πп – угловая скорость вращения бурильной колонны, с^-1.

Расстояние между промежуточными опорами:

где k_о = 1,52 – коэффициент принятый для диаметра УБТ свыше 159мм и зависящий от жесткости промежуточных опор.

Количество опор:

 

Условия прочности соединений УБТ: 

где M _из - изгибающий момент, кН·м;

f - стрела прогиба, м,  

f = (1,05D- d_у)/2 = 0,024 м

Для УБТ с σ_т = 440 МПа отношение M_пр/M_из = 23,5/3,87 = 6,1, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4…1,5.

Вывод: УБТ с σ_т = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.

2. По табличным данным выбираются бурильные трубы диаметром 127 мм. Проектом предусматривается применение бурильных труб с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-127) группы прочности К.

Бурильные трубы рассчитываются на выносливость. Для выбранного типа бурильных труб осевой момент инерции сечения трубы составляет I = 584,1·10^-8 м⁴, m = 262 Н/м.

Тогда длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ:

Стрела прогиба:

f = (1,1D -D_з)/2 = (1,05·215,9 – 161,2)/2 = 32,7 ·10^{-3 м;}

где D_з - диаметр замка, м;

Осевой момент сопротивления находится по табличным данным:

W_из = 138,4 см³ = 138,4 ·10^{-6 м;}

Определяется переменные напряжения изгиба (Па):

Для данного материала бурильных труб (σ_-1)D = 100 МПа. По формуле находится коэффициент запаса прочности на выносливость:

n = (σ_-1)_D β/σ_а = 100 0,6/11,4 = 5,26

где (σ_-1)_D – предел выносливости материала труб, МПа;

β – коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы,

       β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава

n ≥ 1,9, что допустимо.

Выбранный тип бурильных труб определяется на статическую прочность. Длина первой секции труб принимается равной 2000 м. Тогда Q_б.т = 1500·293 = 586 000 Н.

где k – коэффициент, k = 1,15;

    Q_б.т – вес бурильных труб данной секции, Н;

    Q_убт – вес утяжеленных бурильных труб, Н;

    ρ_р, ρ_м – плотность бурового раствора и материала бурильных труб

                соответственно, кг/м3;

    р₀ – перепад давления на долоте, Па;

    F _к – площадь сечения канала трубы, м²;

    F_тр – площадь сечения трубы, м².

 

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле:

N _в = 13,5·10^-8L d _н ² п^1,5 D _д ^0,5 ρ_б.р = 13,5·10^-8·2000·0,127²·80^1,5·0,2159^0,5·11700 = 16,9 кВт

где L – длина колонны, м;

d_н – наружный диаметр бурильных труб, м;

n - частота вращения, мин^-1;

 

Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

N_д = C ·10^-7,7nD_д ^0.4 P _д^1,3 = 2,3·10^-7,7·80·0,2159^0,4·(0,2·10⁶)^1,3 = 15,5 кВт

где С – коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород С = 2,6;

       для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85;

Определяется крутящий момент:

где ω = πп/30 = 8,37

Определяется полярный момент сопротивления сечения труб при кручении:

D, d – наружный и внутренний диаметры труб, м.

Находятся касательные напряжения для труб данной секции:

По табличным данным предел текучести материала труб σ_т = 490 МПа (для группы прочности стали К).

Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:

что допустимо, так как 1,79 > 1,45.

Вес КНБК:

Q_кнбк = Q _убт + L _б.т q = 270800+ 2003·293 = 0.86 МН.

 

Расчет компоновки бурильной колонны при бурении интервала 2180 - 2450 м.

1. Для долота 139,7 мм по приведенной зависимости принимается УБТС2-120. Выбранная УБТ обладает жесткостью большей, чем у обсадной колонны, поэтому пригодна для применения. Соотношение диаметров бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть следующим: d _бт / d _у≥0,7. Учитывая то, что бурение ведется бурильными трубами диаметром 88,9 мм, данное соотношение выполняется (88,9/120 = 0,74).

Общая длинна УБТ определяется из уравнения:

Окончательно принимаем длину УБТ 210 м.

Общий вес колонны УБТ:

Если нагрузка на долото , то для ограничения прогибов и площади контактов УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.

Промежуточные опоры согласно рекомендациям для долота 139,7 имеют наибольший поперечный размер 133 мм.

Длинна полуволны УБТ вращающейся колонны:

Расстояние между промежуточными опорами:

Количество опор:

Стрела прогиба:

f = (1,05D- d_у)/2 = 0,013 м

 

Условия прочности соединений УБТ: 

Для УБТ с σ_т = 640 МПа отношение M_кр/M_из = 8,5/0,61 = 14, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4…1,5.

Вывод: УБТ с σ_т = 640 МПа могут быть использованы для заданных условий.

2. По табличным данным выбираются бурильные трубы диаметром 88,9 (3½) мм. Толщина стенки 9 мм группы прочности Е.

Бурильные трубы рассчитываются на выносливость.

Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

Стрела прогиба:

f = (1,05D -D_з)/2 = (1,05·0,1397 – 0,0899)/2 = 28,3 ·10^{-3 м;}

Осевой момент сопротивления находится по табличным данным:

W_из = 41,2 см³ = 41,2 ·10^{-6 м;}

Определяется переменные напряжения изгиба (Па):

Для данного материала бурильных труб (σ_-1)_D = 130 МПа. По формуле находится коэффициент запаса прочности на выносливость:

n = (σ_-1)_D β/σ_а = 130 · 0,6/16 = 4,9

n ≥ 1,9, что допустимо.

Выбранный тип бурильных труб определяется на статическую прочность. Длина труб принимается равной 2250 м. Тогда Q_б.т = 2250·178 = 400500 Н.

   

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле:

N _в = 13,5·10^-8L d _н ² п^1,5 D _д ^0,5 ρ_б.р = 13,5·10^-8·2250·0,0889²·80^1,5·0,1397^0,5·10100 = 6,3 кВт

Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

N_д = C ·10^-7,7nD_д ^0.4 P _д^1,3 = 2,3·10^-7,7·80·0,1397^0,4·(0,1·10⁶)^1,3 = 5,3 кВт

Определяется крутящий момент:

Определяется полярный момент сопротивления сечения труб при кручении:

Находятся касательные напряжения для труб данной секции:

По табличным данным предел текучести материала труб σ_т = 539 МПа (для группы прочности стали Е).

Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:

что допустимо, так как 2,1 > 1,45.

Выбор компоновки для отбора керна.

Проектом предусматривается в интервале 2280 – 2450 м. произвести отбор керна. Для осуществления данной операции проектом предполагается использовать отечественную шарошечную бурголовку К 139,7/67 ТКЗ (рисунок 8), серийно выпускаемую АО "Уральский завод бурового машиностроения".

 

                                   

 

 

                                               

 

Проектом предполагается для отрыва и удержания керна использовать кернорватель типа Р26 (рисунок 9).

Для бурения с отбором керна выпускаются керноприемные устройства, применяемые при различных по физико-механическим свойствам горных породах и условиях бурения. Серия "Кембрий" предназначена для условий бурения в рыхлых слабосцементированных и трещиноватых породах. Общий вид керноприемных устройств большинства серий однотипен и приведен на рисунке 10, который состоит из корпуса 3 и керноприемника 4. Керноприемник вверху подвешен на регулировочной головке 1 и оснащен узлом подшипников 2, предотвращающим его вращение, а внизу оснащен кернорвателями различной конструкции (цанговые и лепестковые в различном сочетании).

Проектом предусматривается использовать для отбора керна керноприемное устройство серии «Кембрий» УКР-127/80

Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны приведены в таблице 4.8.1

Таблица 4.8.1 – Конструкция бурильной колонны

Элемент КНБК	Длина, м		Вес, кН
	элемента	общая	элемента	общая
Бурение под направление:
Долото 393,7	0,456	0,456	1,74	1,740
КЛСН-393,7	0,96	1,416	3,2	4,94
УБТС2-229	30	31,416	80,4	85,34
УБТС2-203	18	49,816	37,8	124,212
ТВКП	14,5	64,712	15,457	140,509
Бурение под кондуктор:
Долото 295,3	0,32	0,32	0,74	0,74
КЛСН-295,3	0,96	1,28	0,265	1,005
УБТС2-229	12	13,28	32,16	33,165
КЛСН-295,3	0,96	14,24	0,265	33,43
УБТС2-229	18	32,24	48,24	81,67
КЛСН-295,3	0,96	33,2	0,265	81,935
УБТС2-229	36	69,2	96,48	178,415
УБТС2-178	42	111,6	64,26	243,747
ТБВК-127	345	456,6	101,085	344,832
ТВКП	14,5	471,1	15,457	360,289
Бурение под 178 колонну:
Долото 215,9 мм	0,34	0,34	0,4	0,4
КЛСН-215,9	0,96	1,3	0,17	0,57
УБТС2-178	6	6,3	9,18	9,75
КЛСН-215,9	0,96	7,26	0,17	9,92
УБТС2-178	18	25,26	27,54	37,46
КЛСН-215,9	0,96	26,22	0,17	37,63
УБТС2-178	156	182,22	238,68	276,31
ТБВК-127	2001	2183,22	586,293	862,603
ТВКП-140	14,5	2197,72	15,457	878,06
Бурение интервала 2180 – 2280 м:
Долото 139,7 мм	0,28	0,28	0,33	0,33
КС-139,7СТ	0,48	0,76	0,54	0,87
УБТС2-120	6	6,76	3,81	4,68
КС-139,7СТ	0,48	7,24	0,54	5,22
УБТС2-120	204	215,24	129,54	134,76
ТБВК-89	2058,5	2273,74	389,1	523,82
ТВКП-80	10	2283,74	3,8	527,62
Бурение интервала 2280 – 2450м (отбор керна):
Бур. головка К139/67ТКЗ	0,215	0,215	0,1	0,1
Кернорватель Р-26
«Кембрий» УКР-127/80	7,190	7,405	4,0	4,1
УБТС2-120	144	151,405	91,44	95,54
TБВК-89	2300	2451,405	434,7	530,24
ТВКП-80	10	2461,405	3,8	534,04

Расчет обсадных колонн

Обсадные колонны в процессе цементирования и эксплуатации скважины подвергаются воздействию различных нагрузок, основными из которых являются:

ü Осевые растягивающие нагрузки от веса колонны;

ü Осевые сжимающие нагрузки от веса части колонны при ее посадке на уступ или забой;

ü Динамические нагрузки, возникающие при неустановившемся движении колонны;

ü Осевые статические нагрузки от избыточного давления и температуры;

ü Избыточные наружные и внутренние давления в затрубном пространстве и внутри обсадной колонны;

ü Изгибающие нагрузки из-за искривления колонны в результате потери устойчивости или при нахождении ее в искривленных участках ствола скважины.

Наиболее опасными являются растягивающие, наружные и внутренние избыточные давления. Проектом предусматривается выбор типа обсадных труб, марки стали и толщины стенок из расчета на смятие (от действия наружного избыточного давления), расчета на разрыв (от действия внутреннего избыточного давления), расчета на страгивание (от действия растягивающих нагрузок)

 Расчет обсадных колонн производится согласно действующей инструкции 1997 года изложенной в «Инструкции…».