Разработка вопросов совершенствования технологии безамбарного бурения на Шершнёвском месторождении

3. Тип  привода ротора и лебедки  - групповой

4. Тип  привода буровых насосов -  индивидуальный

5. Оснастка талевой системы - 5x6

6. Диаметр талевого каната, мм  - 28

7. Число передач вращения на подъемный вал лебедки - 4

8. Скорость подъема крюка при расхаживании, м/с - 0,2

9. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора, м/с - 1,6

10. Расчетная мощность, развиваемая приводом на выходном валу подъ- 
емного агрегата, кВт - 600

11. Число основных буровых насосов НБТ- 600, шт - 2

12. Мощность НБТ- 600, кВт - 600

13. Наибольшее давление на выкиде насоса, МПа - 25

14. Диаметр отверстия в столе ротора, мм - 560

15. Расчетная мощность привода ротора, кВт - 180

16. Расчетный крутящий момент на столе ротора, Н·м - 35

17. Предельная масса бурильной колонны, кН - 800

   Техническое описание буровой установки БУ-2500 ЭУК

 А-образная  вышка, секционная, с четырехгранным  сечением ноги, со встроенными маршевыми лестницами.

Кронблок  - КББ-185 Бр

Талевый блок - ТБК-4-140 Бр

Вертлюг-ШВ-15-250

Ротор - Р-560

Лебедка буровая - ЛБ-750

Средства  механизации и автоматизации  технологических процессов представлены в таблице 2.8.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 2.8.1

 
 
 
 

Средства контроля представлены в таблице 2.8.2

Таблица2.8.2

 

2.9. Поверочный расчет  бурильной колонны 

    Расчет производится для наиболее тяжелых условий бурении : при подъеме бурильной колонны над забоем и при циркуляции бурового раствора на конечной глубине бурения под эксплуатационную колонну.

  Данные для расчета:

L=2191м

Двигатель Д2-195 , m=1140 кг

Трубы: ТБПК 127*9,19Д 

УБТ 178*49 Д

  Растягивающее усилие от действия осевой нагрузки определяется по формуле:

Q_p=K(Q_в+Q_n1+Q_H+Q_n2++Q_n3+Q_КНБК)+∆Р·F_K

Q_p - растягивающая нагрузка, Н;

K-коэффициент,  учитывающий  силы  трения,  силы  сопротивления движению бурового раствора и силы инерции;

Q_в -вес бурильных труб вертикального участка, Н;

Q_n - вес бурильных труб искривленных участков, Н;

Q_КНБК - растягивающее усилие, создаваемое весом КНБК, Н;

∆Р- перепад давлении на гидравлических устройствах, Па;

F_K-площадь поперечного сечения канала трубы, м².

  Расчет ведется снизу вверх.

Q_КНБК=(Q_ЗД+Q_УБТ)·(1-ρ/ ρ_М)  ,   где

Q_ЗД =m·g  -  вес забойного двигателя, Н;

Q_УБТ=q_1ПМ ·L_УБТ  -вес УБТ ,Н ;

q_1ПМ -вес одного погонного метра трубы, Н/м;

L_УБТ  - длина УБТ, м

Q_ЗД = 1140·10 = 11183,4Н

Q_УБТ= 145,4·25,0·10 = 35659,4Н

Q_КНБК = (11183,4+35659,4)·(1-1,13 /7,8) = 40056,6Н

∆Р=∆Р_Д+∆Р_ЗД

∆Р_i=∆Р_П·ρ/ρ_П·(Q_i/Q_П)² ,

где ∆Р_П, Q_П, ρ_П- паспортные значения перепада давления, плотности, расхода.

∆Р_Д =4,6·1,13/1,0·(35/35)² =5,2МПа

∆Р_ЗД = 6,5·1,13/1,0·(35/35)² = 7,34МПа

Вес бурильных  труб искривленных участков:

Q_n=Σμ_i(1-ρ_Р/ρ_М)±[2q_i·R_i(cosθ^K- cosθ^H)- q_i·R_i ·∆θ_i ·sinθ_i^K±(Q_i±∆Q_i)/ (1-ρ_Р/ρ_М)]+Σ(1-ρ_Р/ρ_М)/ q_i·R_i(sinθ_i^K- sinθ_i^H),

где  R_i - радиус на i-ом участке, м;

Q_i - усилие натяжения колонны в конце i-го участка, Н; 
∆θ_i - разница углов между конечным и начальным значениями, рад;

μ_i -коэффициент трения БК о стенки скважины, равный 0,15;

∆θ_i=0.017453|θ_i^K-θ_i^H|

При увеличении зенитного угла ставим знак "-", а при уменьшении

зенитного угла знак "+".

∆θ₁=0.017453|4-10,4|=0,1117 рад

Q_n3=35974,37Н

∆θ₂=0.017453|10,4-7|= 0,0593 рад

Qn2 = 11925, 7 Н 
∆θ₂ =0,017453|7-0|= 0,1222 рад

Q_n2= 29490Н

Вес наклонно-прямолинейного участка:

Q_H= ΣQ_i ·(μ_i · sin θ₂+ cos θ₁₎, где

Q_i-вес части бурильных труб, Н;

Q_i=q·L_бт·(1-ρ_Р/ρ_М)=322·575(1-1,13/7,8)=158327Н

Q_H=158327·(0,15·sin7+cos7)=160041H

Растягивающая нагрузка :

Q_P=1,15(359743,7+40056,6+160041+29490+85358)+12,5·10⁶·0,0093 =892516,1H 

Растягивающие напряжения :

σ_P= Q_P/F,   где F-площадь сечения трубы, м²

F = 0,785(0,127²-0,1086²) = 0,0034м²

σ_P= 892516,1/0,0034=263,3МПа

Условие прочности :

σ_PЕЗ=σ_Т /[n]

σ_PЕЗ=σ_P=263,3МПа

σ_Т - предел текучести материала труб σ_Т =373МПа;

[n]-коэффициент запаса прочности, [n]=1,5; 
263,3 < 373/1,5

263,3 < 266,4 МПа

      Условие прочности бурильной колонны  выполняется. Из этого следует, что выбранная бурильная колонна отвечает условиям прочности во всех  сечениях при бурении скважины до проектной глубины. По результатам разработки разделов 1 и 2 составлен Геолого-технический наряд (Графическое приложение-3). 

      2.10 Предупреждение аварий  и осложнений.

2.10.1 Осложнения при  бурении.

   В соответствие с особенностями литологического разреза при бурении скважин могут быть встречены следующие осложнения:

1. Осыпи и обвалы стенок скважины возможны в четвертичных отложениях и терригенных отложениях уфимского яруса в интервале 0-275м; в интервале артинского яруса 885-922 м; а также верейского горизонта 1719-1784м.

2. Поглощение  промывочной жидкости: частичные  в интервале 1820-

2051 м;  частичные до интенсивного в  интервале 10-275 м.

3. Прихватоопасные  зоны в интервалах обвалообразований.

4. Нефтегазоводопроявления  возможны:

- в отложениях  башкирского яруса в интервале  1784-1820 м;

-в отложениях  бобриковского горизонта в интервале 2093-2100 м возможны нефтепроявления; 

- кавернообразования  возможны в иренских отложениях  в интервале  275-596м. 

2.10.2 Мероприятия по  борьбе с осложнениями.

Обваливающиеся  четвертичные отложения вскрываются  с промывкой естественным глинистым раствором и перекрываются направлением.

Терригенные отложения  уфимского яруса вскрываются  с промывкой естественным глинистым раствором с частичной потерей циркуляции, и перекрываются кондуктором.

Обваливающиеся   терригенные   отложения   верейского  горизонта    вскрываются с промывкой хлорнатриевым раствором. 

2.10.3 Предупреждение аварий.

1. Предупреждение прихватов  бурильной колонны:

- промывка ствола  скважины должна обеспечивать  скорость восходящего потока раствора в кольцевом пространстве не ниже установленных норм;

-   химическая  обработка и качество промывочной  жидкости должны 
соответствовать требованиям ГТН, при выборе плотности промывочной жидкости необходимо учитывать пластовое давление;

- для повышения  смазочной способности необходимо  поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных веществ, установленных нормами;

- при бурении  скважины строго контролируются  параметры промывочной жидкости: плотность, условная вязкость, водоотдача, СНС, толщина фильтрационной корки, показатель рН среды;

-  для предупреждения  прихватов, которые могут быть  вызваны поглощением промывочной жидкости, необходимо уменьшить гидродинамическое давление при спуске инструмента, ограничив скорость спуска труб;

-  для предупреждения  прихватов вследствии сальникообразования, мерные емкости необходимо очищать от осадков;

-   условная  вязкость, СНС и водоотдача промывочной  жидкостидолжны быть минимальными;

   -   в процессе бурения скважины  не допускать простоев, максимально 
   сокращать пребывание ствола скважины в не обсаженном состоянии;

-   спускать  бурильные трубы следует с  промежуточными промывками для  снижения продавочных давлений;

- перед подъемом  колонны бурильных труб скважина  должна быть промыта не менее  одного цикла, с увеличенной  подачей насосов;

- во избежании  попадания в скважину посторонних  предметов, при спуске и подъеме  бурильных труб, использовать обтираторы  и специальные приспособления, не допускается оставлять инструмент в скважине без промывки.

2. Предупреждение аварий  с долотами:

- перед навинчиванием  долота необходимо тщательно  очистить присоединительную резьбу и смазать ее графитовой смазкой;

- навинчивать  долото следует при помощи  доски и машинного ключа, полностью докрепляя резьбовое соединение, крепление долота с помощью ротора запрещается;

- при спуске  не допускать посадки инструмента  более 3-4 тс;