2.3.2 Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.

Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:

Vскв= 0,785(Дк2 . Lк + dД2 (L2 - Lк) . Кк1 + dД2 (Lc-L2) . Кк2) = 0,785(0,22672 . 690 + 0,21592 .(2557 – 690) . 1,7 + 0,21592 (3180 – 2557) .1,1)=208 м3

где:

Дк - внутренний диаметр кондуктора, м;

Lк - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L2 - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности Кк2;

Lc - глубина скважины по стволу, м;

dД - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

Кк1, Кк2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2Vскв= 416 м3.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м3.

2.4 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Исходные данные:

1) Скважина наклонно-направленная

2) Профиль четырёх интервальный

3) Глубина скважины по вертикали (Нс), м 2750

4) Глубина вертикального участка (Нв), м 200

5) R1 = 700 м, R2=2225 м, L=3180 м

6) Диаметр турбобура (Дт),м 195

7) Вес турбобура (Gm), Н 47900

8) Длина турбобура (ℓ1), мм 25700

9) Диаметр долота (Дд), мм 215,9

10) Перепад давления в турбобуре (DРт), МПа 3,9

11) Плотность бурового раствора (r), кг/м3 1150

2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Дбт = 127 мм.

т.к. 0,71 < 0,75 ¸0,85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ Æ159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

(2.3)

Находим ℓкр = 45,8 м; РкрIII =93088,7 Н

Определяем длину УБТ ℓ0,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

ℓУБТ = 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

(2.6)

где q0 – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q0 = 262 н/м;

Gсбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

ℓЛБТ = Нскв - ℓУБТ - ℓСБТ = 3180 – 72 – 504 = 2604 м

принимаем ℓЛБТ = 2616 м (109 свечей).

2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Тв = Тн ехр(Da×f)+ b ×q×ℓ×exp(0.5Da×f)×(cos`a ± f sin`a), (2.7)

где f – коэффициент сопротивления движению;

b - коэффициент учитывающий Архимедову силу;

a - средний зенитный угол;

“ - ” – участок набора зенитного угла.

f = 0,18 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны