( 2.3)
где, R- возможный радиус искривления ствола скважины, [м];
А – отход ствола скважины, [м];
Н – вертикаль, [м];
что соответствует углу в 17о
4. Определим проекцию участка набора кривизны:
а) на горизонтальную плоскость:
а =R ( 1-cos 
), ( 2.4)
a=382 (1- 0,96) =16,7 м.
б) на вертикальную плоскость :
= R
( 2.5)
5. Определим проекцию прямоугольного наклонного участка на вертикальную плоскость:
Н / =Но –(Нв +h), ( 2.6)
Н / =2995-(2515+111,7) = 368,3 м.
6. Рассчитаем длину участка набора кривизны:
( 2.7)
7. Определим длину прямоугольного наклонного участка:
l3 = 
( 2.8)
l3 = 
= 385,1 м.
8. Определим горизонтальную проекцию прямоугольного наклонного участка:
А/ =Н/ х sin, ( 2.9)
А/ =368,3 х 0,28 = 107,7 м.
9. Суммарная фактическая длина отклонения составит:
Аф = а+А/ , ( 2.10)
Аф =16,7+107,7 = 124,4 м.
10. Находим погрешность в определении угла наклона:
=arc tg 
=0 о 45 / ( 2.11)
Погрешность находится в пределах точности измерения инклинометром следовательно расчет сделан верно.
11. Определим длину ствола скважины по профилю.(по длине бурового инструмента.)
L=l1 +l2+l3, ( 2.12)
L=2530+113,3+385,1 =3028,4м.
С учётом погрешности аналитического расчёта профиля скважины проектный забой скважины принимаем Lпр=3045 м, который далее будет использоваться в практических расчётах.
2.3 Основные показатели, влияющие на процесс проводки скважины
1) Режим бурения.
Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся:
- осевая нагрузка на долото, P д;
- число оборотов долота, n;
- количество прокачиваемой жидкости, Q.
2) Буровой раствор.
- качество бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, процент содержания песка, плотность фильтрата и др.).
- низкий удельный вес бурового раствора и низкое содержание твердой фазы (в т.ч. песка) и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой.
- основными факторами, определяющими выбор способа бурения, являются: глубина и форма профиля ствола скважин (вертикальные или наклонные); физико-механические свойства пород, подлежащих разбуриванию.
2.3.1 Влияние качества бурового раствора
Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины а, следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества промывочной жидкости. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры.
Крупные куски шлама лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает подъемную способность глинистых растворов.
Но из опыта бурения следует, что с уменьшением плотности раствора механическая скорость проходки на долото увеличивается. С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно, показатели бурения уменьшаются.
Исходя из вышеизложенного, целесообразно применить для бурения данной скважины соленасыщенный сапропелевый раствор плотностью 1,31 г/см3 и по мере приближения к продуктивному пласту постепенно снизить до 1,10 г/см3.
2.3.2 Влияние количества бурового раствора, подаваемой на единицу площади забоя скважины
При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества бурового раствора, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.
Увеличение количества раствора, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств бурового реагента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото.
Q > (0,057-0,065) Fзаб (1/сек.)/см3, Н = f(Q) растет настолько незначительно, что практического значения в деле увеличения напора это почти не имеет.
Скорость истечения потока раствора из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважины способствует увеличению скорости бурения.
С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а, следовательно, увеличивается механическая скорость бурения.
Расход бурового раствора необходимо поддерживать в пределах 12-13 л/с.
2.3.3 Влияние скорости вращения долота
При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.
В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но резко сокращают его долговечность, износостойкость.
При бурении в хрупких и пластично-хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения (несколько тысяч оборотов в минуту), а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.
Исходя из вышеизложенного принимаем скорость вращения долота 60 ─ 80 об./ мин., роторным способом бурения.
2.3.4 Влияние осевой нагрузки
При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей скорости V=max, реализуются критерии максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке на долото h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно, будет, достигнут при средней величине осевой нагрузки между Рд, соответствующей V=max, и Рд, соответствующей h=max.
При бурении данной скважины осевая нагрузка на долото в зависимости от вида технологической операции составит 3-6 тс, либо бурение необходимо вести «с навеса».
2.3.5 Взаимосвязь между параметрами режима бурения
При турбинном бурении (винтовым забойным двигателем) основным параметром режима бурения является количество прокачиваемого бурового раствора Q.
Осевая нагрузка на долото Pд находится в зависимости от количества бурового раствора Q, т.е. Рд= (Q).
Число оборотов долота в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемого бурового раствора (Q) и осевой нагрузки (Рд), т. е. n= (Q; Рд).
В соответствии с геологическими условиями бурения следует:
1. Выбрать буровой раствор, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;
2. Произвести поинтервальный выбор способа бурения;
3. Выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.
В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества бурового раствора и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемого бурового раствора и числа оборотов долота. При этом следует руководствоваться (не зависимо от способа бурения) следующими положениями:
─ потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;
─ для промывки скважины должнен быть выбран буровой раствор с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);
─ количество бурового раствора должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.
2.3.6 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, в других трудно учитываемых сил.
Поэтому рассчитываем напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсируем коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Допустимо рассчитываем напряжения, принимая, что бурильная колонна работает в воздушной среде.
Для расчета возьмем многоразмерную колонну труб, которая состоит из нескольких многоразмерных секций, диаметры которой уменьшаются в направлении к долоту, и из материала разных групп прочностей.
Величины и их обозначения, требующиеся для расчёта:
Qкнбк – вес КНБК, [тн];
Qсек1, Qсек2 – вес секций, [тн];
Q1, Q2 - нагрузка, соответствующая пределу текучести, [тс];
Qр1, Qр2 – допускаемые растягивающие нагрузки для труб каждой секции, [тс];
[ℓ1], [ℓ2] – допускаемая длина I-й, II-й секций, [м];
ℓ1, ℓ2 – фактическая длина I-й, II-й секций, [м];
q1,q2 - приведённая масса 1 м труб каждой секции, [т];
F – площадь проходимого сечения трубы (минимальное) нижней секции, [смІ];
n – коэффициент запаса прочности на растяжение;
Pn – перепад давления при бурении, [кгс/смІ];
np1, np2, np3 - расчётный коэффициент запаса прочности на растяжение;
Qо1, Qо2 – фактическая растягивающая нагрузки, [тс];
γр – удельный вес бурового раствора, [г/смі];
γс – удельный вес стали, [г/смі];
К – коэффициент, учитывающий Архимедову силу.
2.3.7 Расчет бурильной колонны ПН 73 х 9 на прочность.при бурении винтовым забойным двигателем Д1 – 127
Определяем вес КНБК (компоновка низа бурильной колонны) по формуле.
, ( 2.13)
где, QКНБК – вес КНБК
Qз.д. – вес забойного двигателя, [кг];
Qк – вес калибратора, [кг];
Qубт – вес УБТ, [кг];
Qз.д. = 420 кг
Qк 139,7 = 10 кг
Qд. 139,7 = 30 кг
, ( 2.14)
где, qубт – вес 1 м 108 УБТ, [кг/м];
- длина УБТ, [м];
qубт = 58,8 кг/м;
- 36 м.
Определяем вес УБТ
Определяем вес КНБК
Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле
, ( 2.15)
где, 
= 1,31 г/см3
= 7,85 г/см3
Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле
, ( 2.16)
где, Q1 = 70 т. – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН 73 х 9 Д
При бурении винтовым забойным двигателем наклонно-направленной скважины
n = 1,56;
Найдем нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле
, ( 2.17)
где, Pn = 120 кг при бурении забойным двигателем
F1 = 23,7 см2
Определим длину первой секции по формуле
, ( 2.18)
где, q1 – масса 1 м труб ПН 73 х 9 Д;
q1 = 0,0167 тс/м;
Выбираем длину первой секции исходя из условия
Принимаем 
= 1800 м.
2.3.8 Проверочный расчет
Определяем массу первой секции по формуле:
, ( 2.19)
Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:
,
29-04-2015, 01:07