Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны

Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот подразумеваются данные которые позволяют оценить время работы инструмента. К таким данным можно отнести:

· проходка на долото;

· рейсовая скорость;

· механическая скорость бурения;

· стоимость одного метра бурения.

В зависимости от геолого–технических условий бурения могут быть применены те или иные критерии для оценки момента подъёма долота.

Проходка на долото позволяет судить о проделанной работе, измеряемой в единицах длины пробуренного ствола скважины. Для шарошечных долот проходка на долото как правило совпадает с проходкой за рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. При бурение мягких пород – проходка на долото максимальная, а при бурении более твердой породы - проходка на долото снижается.

Механическая скорость – является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связано с первыми двумя показателями.

Средняя механическая скорость определяется по формуле:

V_м=h/t, м/ч (2.46)

где h – проходка на долото, м;

t – время бурения интервала, ч.

Для определения рейсовой скорости проектируется критерий момента максимальной рейсовой скорости (V_р), м/ч.

V_р = h_p / (t_v + t_спо), м/ч (2.47)

где h_p – проходка за отрезок времени, м;

t_v – время бурения, ч;

t_спо – время спускоподъемных операций, ч.

Для расчёта максимальной рейсовой скорости на ведущей трубе ставится метка и по ней определяется количество метров пробуренных за определённый промежуток времени. Подставив данные, рассчитывается Vp. С течением определенного равного предыдущему интервалу времени заново рассчитывается V_p, учитывается, что h_p равно уже сумме пробуренных метров за два интервала, а t_v будет равно времени затраченному на бурение этих интервалов.

По определению максимальной рейсовой скорости можно судить о времени отработки долота. В зависимости от категории породы время отработки увеличивается или уменьшается.

Колонна бурильных труб обеспечивает подвод гидравлической мощности буровых насосов к долоту, забойному двигателю и забою скважины, передачу осевого усилия к долоту; доставку различного рода механизмов и устройств в заданные интервалы глубин при проведении геофизических исследований, аварийных работах и др. Она подвергается действию различных статических и динамических воздействий, при восприятии которых должна быть гарантирована безопасность и надежность ведения различных технологических процессов при строительстве скважин.

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легко-сплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины.

Расчет бурильной колонны произведен по лицензионной программе.

Таблица 2.4 - Конструкция бурильной колонны

Номер секции	Тип бурильных труб	Длина	Вес
1 ступень УБТ	УБТ-178-90		19338,2
2 ступень УБТ	УБТ-146-74
1 секция КБТ	ТБПК-127-10		28291,7
2 секция КБТ	ЛБТ-147-11		15103,9
ИТОГО			63514,8

Ведущая труба.

Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением сборной конструкции. Поскольку диаметр труб 147 мм выбираем ведущую трубу со стороной квадрата 140Х140 мм.

Выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

Вследствие многообразия одновременно действующих причин, способствующих искривлению скважин, практически невозможно бурить их в строго вертикальном направлении. Поэтому все вертикальные скважины в той или иной степени искривлены.

Для успешной проводки вертикальной скважины наибольшее распространение получили КНБК, основанные на использование “эффекта отвеса” или принцип центрирования КНБК в скважине.

Существует несколько путей создания КНБК, удовлетворяющей поставленным условиям.

Первый путь – установка над долотом в одноразмерной колонне УБТ одного центрирующего приспособления. При этом можно увеличить нагрузку на долото без опасности возрастания зенитного угла на 20 – 50% по сравнению с одноразмерной колонной без центрирующего приспособления.

Второй путь – установка в одноразмерной колонне УБТ на оптимальных расстояниях от долота двух центрирующих приспособлений. При этом можно увеличить нагрузку на долото без опасности возрастания зенитного угла на 10 – 40% по сравнению с применением в одноразмерной колонне одного центрирующего приспособления.

Установка трех и более центрирующих приспособлений в одноразмерной колонне УБТ не дает уже ощутимого прироста нагрузки на долото и поэтому не рекомендуется к применению.

Делая выводы из выше перечисленного выбираем следующие компоновка бурильной колонны (табл. 2.5).

Таблица 2.5 - Компоновка бурильной колонны

Интервал, м	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	Назначение
От	До
		1. III 393,7 СГВУ 2. УБТ	ГОСТ 20692 – 75 ТУ 14-3-835-79	Бурение под направление
		1. III - 295,3 МСЗ – ГНУ 2. Калибратор 3. 8КС-295,3 СТ 4. ТШ-240 5. Центратор 6. ЦД 295,3 МСТ 7. УБТ 146 8. ТБПВ 127 * 10 9. ЛБТ 147 * 11	ГОСТ 20690-75 ОСТ 39-078-79 ГОСТ 26673-85 ОСТ 39-078-79 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 27834-95 ГОСТ 26673-85 ОСТ 39-078-79 ТУ 14-3-835-79	Бурение под кондуктор
		1. III - 215,9 МЗ – ГВ 2. Калибратор 3. КС-215,9 СТ 4. ТШ-195 5. УБТ 178 6. УБТ 146 7. ТБПВ 127 * 10 8. ЛБТ 147 * 11	ГОСТ 20690-75 ОСТ 39-078-79 ГОСТ 26673-85 ТУ 14-3-835-79	Бурение под эксплуатационную колонну

Дата добавления: 2015-07-13