Технология строительства скважины
Для примера приведём расчёт Тв для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.
ТВ2-3= 203,4×103ехр (0×0,18) +262×32,4×0,86×ехр (0,5×0×0,18)×(cos34+0,18×sin34) = 210,18 кН.
Далее проводится проверка условия sсум £ [s ], (2.8)
Где
Исходные данные для расчёта
Рн = 1 МПа
Д = 147 мм
d = 125 мм
Е = 2,1·1011 Па
R1 = 700
n = 1,45
sт = 300 МПа
Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Результаты расчётов
|
Точки |
Т, кН |
sр, МПа |
sи, МПа |
sсум, МПа |
|
5 |
462,93 |
101,0 |
7,35 |
108,35 |
|
6 |
481,6 |
105,0 |
0 |
105,0 |
сум
Следовательно условие прочности выполняется.
2.5.5 Выбор компоновок бурильного инструмента
Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.
Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры.
Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.
2.6 Проектирование режима бурения
2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
Исходные данные:
1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;
2) Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;
3) Конструкция низа бурильной колонны:
· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;
· турбобур 3ТСШ1-195;
· УБТ Æ 178 мм – 10 м;
· ТБПВ 127х9;
· ЛБТ 147х9;
4) Параметры промывочной жидкости:
· r = 1100 кг/м3;
· УВ = 25¸30 сек;
· ПФ = 5¸6 см3/30мин.
Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)
|
№№ |
Элементы КНБК | ||||
|
Типоразмер, шифр |
Наружный диаметр, мм |
Длина, м |
Масса, кг |
Примечание | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
III 295,3 СЗ-ГВ-R175 |
295,3 |
0,40 |
90 |
Бурение вертикального интервала под кондуктор |
|
2 |
8 КС 295,3 МС |
295,3 |
0,90 |
200 | |
|
3 |
Т 12РТ-240 |
240,0 |
8,20 |
2017 | |
|
4 |
8 КС 290,0 МС |
290,0 |
0,90 |
200 | |
|
5 |
УБТС2-203 |
203,0 |
12 |
2413 | |
|
1 |
III 295,3 СЗ-ГВ-R175 |
295,3 |
0,4 |
90 |
Бурение под кондуктор с набором зенитного угла |
|
2 |
8 КС 295,3 МС |
295,3 |
0,90 |
200 | |
|
3 |
ТО2-240 |
240,0 |
10,20 |
2593 | |
|
4 |
УБТС2-203 |
203,0 |
12 |
2413 | |
|
5 |
СИБ-1 |
172,0 |
9,60 |
500 | |
|
1 |
III 295,3 СЗ-ГВ-R175 |
295,3 |
0,40 |
90 |
Бурение под кондуктор со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины |
|
2 |
8 КС 295,3 МС |
295,3 |
0,90 |
200 | |
|
3 |
СТК-290 |
290 |
0,20 |
12 | |
|
4 |
2ТСШ1-240 |
240,0 |
16,5 |
4100 | |
|
5 |
УБТС2-203 |
203,0 |
12 |
2413 | |
|
1 |
III 215,9 МЗ-ГВ-R155 |
215,9 |
0,40 |
37 |
Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины |
|
2 |
9 КП 215,9 МС |
215,9 |
0,50 |
50 | |
|
3 |
УОК-215 |
200,0 |
0,40 |
34 | |
|
4 |
СТК-213,0 |
213,0 |
0,20 |
10 | |
|
5 |
3ТСШ1-195 |
195,0 |
25,70 |
4790 | |
|
6 |
УБТС-178 |
178,0 |
72,00 |
11232 | |
|
1 |
МF-15 |
215,9 |
0,40 |
37 |
Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла |
|
2 |
9 КП 215,9 МС |
215,9 |
0,50 |
50 | |
|
3 |
УОК-215 |
200,0 |
0,40 |
34 | |
|
4 |
3ТСШ1-195 |
195,0 |
25,70 |
4790 | |
|
5 |
УБТС-178 |
178,0 |
72,0 |
11232 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
MF-15 |
215,9 |
0,40 |
37 |
Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением) |
|
2 |
9 КП 215,9 МС |
215,9 |
0,50 |
50 | |
|
3 |
3ТСШ1-195 |
195,0 |
25,70 |
4790 | |
|
4 |
СИБ-1 |
172,0 |
9,60 |
500 | |
|
5 |
УБТС-178 |
178,0 |
72,00 |
11232 | |
|
1 |
215,9 МСЗ-ГНУ-R71 |
215,9 |
0,40 |
37 |
Резервная компоновка для корректировки ствола скважины |
|
2 |
9 КП 215,9 МС |
215,9 |
0,50 |
50 | |
|
3 |
ДВО-195 |
195,0 |
7,70 |
1350 | |
|
4 |
СИБ-1 |
172,0 |
9,60 |
500 | |
|
5 |
УБТС-178 |
178,0 |
12 |
1872 | |
