2.3.2 Порядок работы

 

       Перед началом выполнения работ ознакомить исполнителей работ с техническим проектом на восстановление скважины и настоящим планом работ: провести инструктаж буровой бригады и ИТР, принимающих участие в работах на скважине, по особенностям и последовательности операций на скважине.

       Восстановление скважины осуществляется  в четыре этапа:

    1. подготовительные работы;

    2. фрезерование обсадной колонны;

    3. забуривание нового ствола отклоняющей КНБК;

    4. бурение нового ствола по проектной траектории.

                       2.3.3 Подготовительные работы

 

    Заглушить скважину в затрубное пространство на замещение двумя циклами тех. водой Y=1,20 г/см³ в V=34м³, согласно РД39–30–2002 «Временной инструкции по технологии глушения скважин», утвержденной генеральным директором РУП ПО «Белоруснефть» от 02.09.02г. в следующем порядке: 1–й цикл в V=19м³, стоянка на замещении 4 часа, 2–й цикл в V=15м³ до выхода тех. воды Y=1,20 г/см³ на устье скважины.

    Смонтировать  HRI–500 согласно технических условий на обустройство рабочей зоны, монтаж, демонтаж и транспортирование установки HRI–500 для бурения и кап.ремонта скважин, утвержденных главным инженером ПО «Белоруснефть» от 12.12.2000г

     Устье скважины необходимо оборудовать согласно принятой схеме на бурение II ствола (опрессовать ПВО ─ превентор «Упетром» 180х350 и фонтанную арматуру ─ 2 АФ–50–200 на 165 атм., опрессовать межколонное пространство на 50 атм., при открытом устье).

     Далее проверить работоспособность бурового оборудования и контрольно─измерительных приборов  (ротор, буровой насос, систему очистки бурового раствора, индикатор веса, моментомер, расходомер бурового раствора). 
 
 
 
 
 

2.3.4 Расчёт бурильной колонны 

         Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны.

     Однако  определить напряжения с достаточной  точностью довольно трудно, так как  бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Осложняется расчет напряжений и необходимостью учета гидростатических и гидродинамических сил, сил трения, возникающих при осевом перемещении бурильной колонны и при ее вращении в скважине, и других трудно учитываемых сил.

     Поэтому приходится рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом  запаса прочности, устанавливаемым  на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Допустимо рассчитывать напряжения, принимая, что бурильная колонна работает в воздушной среде.

     Бурильная колонна может быть одноразмерной  и многоразмерной. Одноразмерная  комплектуется трубами, имеющими одинаковые диаметры и толщины стенок, а многоразмерная состоит из нескольких (чаще двух—трех) одноразмерных секций, диаметры которых уменьшаются в направлении к долоту. Одноразмерная колонна и секции многоразмерных колонн могут быть собраны из труб, изготовленных из материала одной или разных групп прочностей. Естественно, что допустимая длина одноразмерной колонны меньше длины многоразмерной.  

Расчет  бурильной колонны  ПН 89 х 9 на прочность при бурении  винтовым забойным двигателем Д1 – 127 ( до глубины 2200 )

     Определяем  вес КНБК (компоновка низа бурильной  колонны) по формуле.

        

,             (2.1)

где

Q_КНБК – вес КНБК;

Q_з.д. – вес забойного двигателя;

Q_к – вес калибратора;

Q_убт – вес УБТ;

Q_д – вес долота;

Q_з.д. = 372 кг;

Q_{к 139,7} = 40 кг;

Q_{д. 139,7} = 18 кг;

                               

,                                  (2.2)

где

q_убт – вес 1 м 121 УБТ

 –  длина УБТ

q_убт = 73,7 кг/м

 – 36 м.

Определяем  вес УБТ

Определяем  вес КНБК

.

Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле

                                    

,                                   (2.3)         

где

 – удельный вес бурового раствора ;

 – удельный вес стали;

= 1,31 г/см³;

= 7,85 г/см³;   

.

Определяем  допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле

                                          

,                                        (2.4)

    где

    Q₁ = 116 т. – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН 89 х 9 Д;

    n – коэффициент запаса прочности на растяжение.

        При бурении винтовым забойным двигателем наклонно–направленной скважины   n = 1,56.

     Найдем  нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле

                                  

,                                         (2.5)

где

P_n – перепад давлений;

P_n = 120 кг при бурении забойным двигателем;

F₁ – площадь поперечного сечения трубы см²;

F₁ = 39,6 см²;

.

Определим длину первой секции по формуле

               

,                                    (2.6)

где

q₁ – масса 1 м труб ПН 89 х 9 Д

q₁ = 0,0299 тс/м

,

Выбираем  длину первой секции исходя из условия

Принимаем = 2164м.

Проверочный расчет.

Определяем  массу первой секции по формуле

                                     

1 ,                            (2.7)

Определяем  фактическую растягивающую нагрузку по формуле

                     

,                        (2.8)            

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение

                                  

  ,                                       (2.9)

1,65 > 1,56

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному  условию

      Расчет бурильной колонны ПН 89 х 9 на прочность при бурении роторным способом.

;

Длина УБТ–121/51;  

 ,                                                                         (2.10)

.

где

P_д – осевая нагрузка на долото;

q₀  – вес 1 м 121 УБТ;

 – удельный вес бурового раствора ;

 – удельный вес стали.

    Для дальнейших расчетов принимаем равной 64м.

,                                                                                     (2.11)

,

 ,                                                                   (2.12)

.

где Q_д – вес долота;

       Q_клс – вес калибратора;

       Q_убт – вес УБТ 121.

1–я секция ПН 89х9Д :

– нагрузка, соответствующая пределу текучести;

n=1,56 – коэффициент запаса прочности.

        Определяем допустимую растягивающую  нагрузку для труб по формуле:

,                                                                                               (2.13)

.                                                              

,                                                                                             (2.14)

.                                                          

P_n – перепад давлений;

P_n = 80 кг при бурении ротором;

F₁ – площадь поперечного сечения трубы см² ;  

F₁ = 39,6 см².

 ,                                                                                 (2.15)

где   – удельный вес бурового раствора ;

         – удельный вес стали;

          = 1,31 г/см³;

          = 7,85 г/см³;   

          .

 – масса 1 м трубы ПН 89x9 Д;

Определим длину первой секции по формуле:

  ,                                                                (2.16)

. 

Принимаем .

Проверочный расчет.

Определяем  массу первой секции по формуле:

,                                                                                      (2.17)

.

Определяем  фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

  ,                                                              (2.18)

  .

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение:

 ,                                                                                                 (2.19)

. 

     1,67>1,56 удовлетворяет.

     При спуске обсадной колонны n=1,5

     Принимаем бурильные трубы ПН 89x9 Д, т.к. они удовлетворяют всем поставленным условиям.

     Глубина интервала забуривания нового ствола определяется по результатам полученных данных и с учетом следующих условий: