Проектирование эксплуатационной скважины на Мишкинском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

Проектирование эксплуатационной скважины на Мишкинском месторождении

1. Общие сведения о месторождении

бурение технологический скважина

В административном отношении Мишкинское нефтяное месторождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики в 60 км к северо-востоку от г. Ижевска, севернее г. Воткинска.

В контуре месторождения находятся деревни Осиновка и Пихтовка.

В районе проектируемой скважины на Мишкинском нефтяном месторождении земли принадлежат:

- ГУП «Рыбоводческий совхоз «Пихтовка»;

- ОАО «Агрокомплекс».

В физико-географическом отношении Мишкинское месторождение располагается в зоне подтайги и входит в Центрально-Удмуртский физико-географический район, Воткинский ландшафт [54, 55, 56]. Даная территории представляет собой равнину, местами увалисто-грядовую, несильно расчлененную оврагами, балками и долинами небольших рек, с общим уклоном поверхности к юго-востоку. Абсолютные отметки рельефа в районе работ изменяются в пределах 81-132 м. Лесистость составляет около 80%.

Климат умеренно континентальный с относительно коротким теплым летом и холодной продолжительной зимой. Среднегодовое количество осадков составляет около 500 мм и основное количество их выпадает в холодное время года. Период с отрицательной температурой начинается в конце октября и кончается в первой половине апреля. Глубина промерзания грунта зимой на открытых и высоких местах достигает 1,2-1,5 м.



Рис. 1 Обзорная карта района месторождения

2. Геологическая часть

Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов

Глубина залегания, м.	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности в интервале.
От (верх)	До (низ)	Название	Индекс	Угол
				Град.	Мин.
0	10	Четвертичные отложения	Q	-	-	1,5
10	510	Татарский + Казанский + Уфимский ярусы	P2t + P2kz + P2u	0	30	1,3
510	580	Кунгурский + Артинский ярусы	P1 (k+ar)	1	30	1,3
580	720	Сакмарский ярус	P1s	1	30	1,3
720	770	Ассельский ярус	P1a	2	-	1,3
770	840	Гжельский ярус	C3g	2	-	1,2
840	910	Касимовский ярус	C3k	2	30	1,2
910	1010	Мячковский горизонт	C2mc	3	-	1,2
1010	1070	Подольский горизонт	C2pd	3	30	1,2
1070	1120	Каширский горизонт	C2ks	3	30	1,2
1120	1170	Верейский горизонт	C2vr	4	-	1,2
1170	1220	Башкирский ярус	C2b	4	30	1,2

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
Q	0	10	Глины, пески, песчанистые суглинки.
P2t + P2kz + P2u	10	510	Чередование глин, песчаников и алевролитов.
P1 (k+ar)	510	580	Известняки, доломиты и ангидриты.
P1s	580	720	Чередование доломитов, известняков.
P1a	720	770	Переслаивание известняков, доломитов и ангидритов.
C3g + C3k	770	910	Чередование доломитов, известняков и ангидритов
C2mc	910	1010	Переслаивание известняков и доломитов.
C2pd	1010	1070	Переслаивание известняков и доломитов.
C2ks	1070	1120	Переслаивание известняков и доломитов.
C2vr	1120	1170	Известняки, доломиты, глины, аргиллиты, алевролиты.
C2b	1170	1220	Известняки, доломиты и мергели.

Таблица 3. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, дарси	Глинистость, %	Твёрдость, кгс/мм2	Коэффициент пластичности	Абразивность (класс)	Категория породы
	От (верх)	До (низ)
Q	0	10	пески, глины, суглинки	1,9 2,2 2,0	35 5 10	0,6 0,001 -	7 90 60	- - -	1,1-4,5 - «- - «-	I-II II I-II	М
P2t - P2u	10	510	глины, алевролиты, песчаники	2,2 1,8 2,1	5 10 31	0,001 0,05 0,6	90 13 7	- 29-182 14-234	1,1-4,5 1,6-4,3 1,1-4,5	II I-IV II-VIII	С
P1 - C3k	510	910	известняки, доломиты, ангидриты	2,29	13	0,04	5-7	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т
C2mc - C2ks	910	1120	известняки, доломиты	2,29 2,29	13 13	0,04 0,04	5-7 5-7	93-296 93-296	1,0-1,9 1,0-1,9	V-VI V-VI	Т
C2vr	1120	1170	аргиллиты, известняки, доломиты, глины, алевролиты	2,6 2,29 - «- 2,2 1,8	5-10 13 - «- 5 10	0,001 0,04 - «- 0,001 0,05	100 5-7 - «- 90 13	44-210 93-296 - «- - 29-182	1,8-4,2 1,0-1,9 - «- 1,1-4,5 1,6-4,3	I-III V-VI - «- II I-IV	Т
C2b	1170	1220	известняки, доломиты	2,29	13	0,04	5-7	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т

Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины (в графах 5 и 11 проставляются условные обозначения источника получения величин: РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент
	от	до	пластового	гидроразрыва	горного	Температура
	(верх)	(низ)	давления	пород	давления	в конце	Источник
			величина кгс/см2 на м	источник получения	величина кгс/см2 на м	источник получения	величина кгс/см2 на м	источник получения	интервала, град. С	получения
Q - P2	0	510	0,100	РФЗ	0,146	расчет	0,18	расчет	10,5	РФЗ
P1 - C2ks	510	1120	0,100	РФЗ	0,146	расчет	0,18	расчет	23	РФЗ
C2vr	1120	1170	0,103	РФЗ	0,144	расчет	0,18	расчет	23	РФЗ
C2b	1170	1220	0,104	РФЗ	0,151	расчет	0,18	расчет	24	РФЗ

Таблица 5. Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м.	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия
	от (верх)	до (низ)
Р2	10	200	20-30	да	отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Таблица 6. Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Интенсивность осыпей и обвалов	Условия возникновения
Q - Р2	0-510	слабые	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.
C2vr	1120-1170	интенсивные

Таблица 7. Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м.	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
C2vr	1120	1135	Нефть	Снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с «сальником»; - снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины
C2vr	1140	1160	Вода
C2b	1170	1185	Нефть
C2b	1190	1220	Вода

Таблица 8. Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м.	Репрессия при прихвате, кгс/см2	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Q - Р2	0	510	-	отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
C2vr	1120	1170	-

Таблица 9. Прочие возможные осложнения

Интервал, м.	Вид (название осложнения)	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
от (верх)	до (низ)
1120	1170	сужение ствола скважины	разбухание глин ввиду некачественного бурового раствора

3. Технологическая часть

Таблица 10. Основные данные

Наименование	Значение
Месторождение	Мишкинское
Расположение	Суша
Цель бурения и назначение скважин	Эксплуатация
Проектный горизонт	Верейский
Вид скважины	Наклонно-направленная
Тип профиля	Трёхинтервальный
Максимальный зенитный угол, град в интервале установки глубинного насосного оборудования	Не более 20°
Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м.	1,0
Глубина кровли продуктивного пласта по вертикали, м.	1175
Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м.	288
Радиус круга допуска, м.	40

3.1 Выбор конструкции скважины

Совмещенный график изменения градиентов давлений

Рис. 2. Совмещенный график изменения градиентов давлений

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют с учетом литологии, профиля скважины и других факторов.

Ожидаемый дебит по нефти составляет 7 мі/сут., что соответствует диаметру эксплуатационной колонны 114 мм. Однако в связи с размерами применяемого оборудования и возможностью выполнения в скважине подземного и капитального ремонта в групповом проекте компанией-заказчиком задан диаметр эксплуатационной колонны =146 мм.

Определяется наибольший наружный диаметр эксплуатационной колонны (по муфте), диаметр долота для бурения под данную колонну по ГОСТ 632 - 80:

Таблица 11

Условный диаметр обсадной колонны, мм.	Наружный диаметр труб, мм.	Толщина стенки, мм.	Масса 1 м., кг.	Диаметр, мм
				муфт	долота
146	146,1	7,0	24,0	166,0	215,9.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин (н) для колонны диаметром 146 мм должна быть не менее 20-30 мм, тогда диаметр долота dд должен быть не менее:

166,0+30,0=196,0 мм

По ГОСТ 20692-2003 принимается dд=215,9 мм, тогда радиальный зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной (по муфте) составит 24,95 мм.

Расчет кондуктора

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.

Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) «Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны», cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980 г. (стр. 87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

где: Ру - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см2;

Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2;

lкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну будут вскрыты нефтеносные пласты С2vr и С2b с коэффициентом аномальности пластовых давлений Ка=1,03-1,04.

Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта С2b (худшие условия): ?кр.=1220 м, Рпл.С2b =122 кгс/см2, н=0,874 гс/см3, Ка=1,04.

Ру = 122 - 0,1 х 0,874 х 1220 14 кгс/см2.

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

Глубина спуска кондуктора в проекте принята 510 м в соответствии с перекрытием неустойчивых пород.

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:

- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:

Р = 0,146 х 510 = 73 кгс/см2;

- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:

Рв500= 122-0,1х0,874х (1170-510) 63 кгс/см2.

Запас прочности пород на гидроразрыв:

, что достаточоно.

Таблица 12. Размеры, мм. по ГОСТ 632 - 80.

Условный диаметр	Труба	Муфта
	Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Масса 1 м., кг.	Наружный диаметр	Длина	Масса, кг.
					Dн	Dс		Dн	Dс
324	323,9	9,5	304,9	73,6	351,0	-	218	26,1	-

Вычисление диаметра долота для бурения под направление:

н = 39-45 мм для труб диаметром 324 - 426 мм.

dд = dм + 2н = 351,0+39=390 мм.

Принимается dд = 393,7 мм по ГОСТ 20692-2003.

Таблица 13. Конструкция скважины

Колонна (наименование)	Диаметр, мм	Глубина спуска колонны по вертикали, м	Интервалы цементирования (по вертикали), м
	колонны	долота
направление	324	393,7	30	0-30
кондуктор	245	295,3	510	0-510
эксплуатационная колонна	146	215,9	1220	0-1220

Конструкция скважины

Рис. 3. Конструкция скважины

3.2 Выбор и обоснование способов бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режим бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.

Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

Исходя из данной таблицы, а также, учитывая опыт буровых работ в данном регионе для бурения выбираем гидравлические забойные двигатели и бурение ротором в определенных случаях (при бурении под направление, разбуривание цементных стаканов). В последнее время применяются в основном различные винтовые забойные двигатели.

Таблица 14. Способы бурения

Интервал, м	Вид технологической операции	Способ бурения
0-30	Бурение под направление	Роторный
30-510	Бурение под кондуктор	Турбинный
510-1220	Бурение под эксплуатационную колонну	Турбинный

3.3 Выбор и расчёт профиля скважины

В Удмуртии наклонные скважины бурятся по трехинтервальному и четырехинтервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырехинтервальные профили. В нашем случае смещение 288 метров, поэтому для расчёта примем трехинтервальный профиль.

Основной параметр, характеризующий профиль наклонной скважины является интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации. Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить:

возможность спуска приборов;

нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн;

нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования.

По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3о на 100 метров длины ствола, в остальных случаях на интервалах допускается интенсивность искривления до 10 на 50 метров, но не более 2 о 30|| на 10 метров.

Таблица 15. Данные о профиле ствола скважины

Глубина, м (верт.)	Глубина, м	Зен. угол	Азимут,°
		°	ґ
0,0	0	0,00		10,00
10,0	10	0,00		10,00
20,0	20	0,00		10,00
30,0	30	0,00		10,00
40,0	40	0,00		10,00
50,0	50	0,00		10,00
60,0	60	1,00		10,00
70,0	70	2,00		10,00
80,0	80	3,00		10,00
90,0	90	4,00		10,00
99,9	100	5,00		10,00
109,9	110	6,00		10,00
119,8	120	7,00		10,00
129,7	130	8,00		10,00
139,6	140	9,00		10,00
149,5	150	9,00		10,00
159,4	160	10,00		10,00
1134,3	1150	10,00		10,00
1154,0	1170	11,00		10,00
1222,7	1240	11,00		10,00



Рис. 4 Данные о профиле скважины

Рис. 5 Профиль скважины

3.4 Обоснование диаметров долот

Определим диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны. Величину минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определим по формуле:

Dд =(1,0447 + 0,00022D) Dм,

где Dд - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

- 393,7 мм - бурение под кондуктор 324 мм;

- 295,3 мм - бурение под промежуточную колонну 245 мм;

- 215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну 146 мм.

3.5 Буровые растворы

Общие положения

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны, с точки зрения охраны окружающей среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы.

С учетом вышесказанного при бурении эксплуатационных скважин на Мишкинском месторождении для обработки бурового раствора предусмотрено применение малоопасных химических реагентов, токсикологические характеристики которых приведены в таблице 3.2.2 книги 2 данного проекта.

В соответствии с техническим заданием (Приложение 1) и с учетом опыта бурения скважин в аналогичных горно-геологических условиях разбуривание интервалов под направление и кондуктор предусмотрено с использованием пресного естественного раствора с обработкой хим. реагентами с глубины 250 м, под эксплуатационную колонну - минерализованного раствора с переходом за 50 м до вскрытия продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор.

Рецептура бурового раствора, нормы расхода материалов и реагентов, а также технологические показатели бурового раствора по интервалам бурения сведены в регламент. Потребное количество реагентов и материалов для строительства скважин приведено в таблицах 4.4 и 4.5 проекта.

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием отечественного и импортного оборудования (табл. 19) и амбара для сбора отходов бурения скважины.

Очистка бурового раствора

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R3. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R4, после очистки на котором по линии R5 поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), илоотделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R6. Очищенный на центрифуге раствор по линии R7 возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R8.

Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R9 - R12 поступают в амбар (14).

Требования безопасности при работе с химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин (и под контролем Технологического центра Заказчика). Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами КМЦ, Гаммаксан, Реамил, Амилор соблюдать общие правила безопасности - при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала необходимо их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с Na2CO3 соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами - применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

Работа с пылящими реагентами (глинопорошком, CaCО3, CаCl2, КССБ, крахмальные реагенты) должна проводиться в противопылевых респираторах и защитных герметичных очках.

Хлористый кальций раздражает и сушит кожу, раздражает верхние дыхательные пути и глаза. Для защиты рук дополнительно используется индиффирентная мазь.

При попадании CaCО3 на кожу, в глаза, желудок - обильно промыть водой.

При попадании на кожу смазочной добавки (СМАД-АСН) или ее водного раствора - протереть тканью, затем промыть водой.

Работа с бактерицидами (ЛПЭ-32), пеногасителем (Реапен) производится в спецодежде, перчатках, респираторе, с соблюдением действующих правил безопасности.

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

1. направление: 0-30 м - Глинистый Буровой Раствор (ГБР) - 1,05 - 1,1 г/см3;

с = 100 • Рпл • К / Н = 100•0.2•1.1/30 = 1,1 г/см3

2. кондуктор:

- 30 - 510 м - Глинистый Буровой Раствор (ГБР) - 1,05 - 1,1 г/см3;

с = 100 • Рпл • К / Н = 100•5.73•1.15/510 = 1,15 г./см3

3. эксплуатационная колонна:

- 510 - 1170 м - Естественная Глинистая Суспензия (ЕГС) 1,15 г./см3

с = 100 • Рпл • К / Н = 100•11,86•1,15/1170 = 1.15 г./см3

- 1170-1220 м - Естественная Глинистая Суспензия (ЕГС) 1,15 г./см3

с = 100 • Рпл • К / Н = 100•13•1,05/1300 = 1,05 г./см3

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется пп. 2.7.3.2-2.7.3.7 Правил безопасности [4].

Интервалы бурения под направление (0-30 м), под кондуктор (30-500 м) и под эксплуатационную колонну (500-1220 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное: коэффициент аномальности Ка = 1,00 до глубины 1120 м, Ка = 1,03 в инетрвале 1120-1170 м и Ка=1,04 в интервале 1170-1220 м.

Следовательно, плотность раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г./см3 до глубины 1120 м, 1,13 г./см3 в интервале 1120-1170 м и не менее 1,15 г./см3 в интервале 1170-1220 м. При этом п. 2.7.3.3 допускает превышение гидроста-тического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1,10-1,16 г./см3. Интервал 500-1070 м разбуривается на растворе плотностью 1,12-1,14 г./см3. Вскрытие продуктивных пластов производится на растворе плотностю 1,15 г./см3 (интервал 1070-1220 м).

Таким образом, при бурении скважины из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технических условий бурения, выделены следующие интервалы: 500-1070 м, 1070-1220 м. Плотность бурового раствора в указан-ных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождениях в данном регионе в целом, а так же требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 Правил безопасности [4].

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 7.2.

Репрессия на стенки скважины ограничивается пп. 207-231 Правил безопасности [4] и не превышает допустимой (допустимая плотность раствора для пласта С2b - 1,17 г./см3).

Таблица 16. Суммарная потребность компонентов бурового раствора

Название компонентов	Потребность компонента, т
	наименование колонн	суммарное
	направление	кондуктор	эксплуатационная колонна	На скважину
Глинопорошок ПГКМ	0,840	6,356	-	7,196
КССБ	-	1,477	-	1,477
Кальцинированная сода Na2CO3	0,049	0,572	-	0,621
КМЦ-600, 700	-	0,097	-	0,097
Реапен-1408	-	0,491	0,616	1,107
CaCl2	-	-	34,928	34,928
Реамил-10	-	-	4,112	4,112
Гаммаксан	-	-	0,616	0,616
СМАД (смазочная добавка)	-	-	1,027	1,027
Бактерицид ЛПЭ-32	-	-	0,160	0,160
Мел (СaCO3)	-	-	7,200	7,200
Целлотон (справочно)	-	1,000	-	1,000 (справочно)

Таблица 17. Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или краткое название элемента KHБK	Масса единица, кг	Вид технологической операции	Суммарная величина
				количество (штук) элементов KHБK	масса по типоразмеру или шифру, т
				по виду операции	по типоразмеру или шифру
Отечественная технология (проектный вариант)
Направление	393,7 VU-K11TG-R227	187,0	бурение	0,20	0,20	0,037
Кондуктор	295,3 NU-12T-R85	92,0	бурение	2,57	2,57	0,236
Эксплуатационная	III 215,9 Т-ЦА	36,4	разбуривание цемен тного стакана в кондукторе	1,0	1,0	0,040

3.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя осуществляется в зависимости от профиля, класса и типоразмера долот, режимных параметров и свойств бурового раствора. Основные требования по обеспечению эффективности режимов бурения, заключается в том, чтобы забойные двигатели развивали достаточную мощность и крутящий момент при необходимых для эффективной работы долота частотах вращения и имели достаточную широту регулирования диапазонов этих показателей.

Первые 15 метров бурить ротором 84 об/мин. (3 скорость)

Далее направление бурить с использованием 2ТСШ-240.

При выборе турбобура необходимо учитывать диаметр долота.

Диаметр турбобура рассчитывается по формуле:

Дтб = 0,9 х Дд,

где Дд - диаметр долота, мм.

Номинальный момент на валу рассчитывается по формуле:

Мкр = Мо + (Муд х Сос),

где Мо - постоянный момент необходимый для вращения турбобура.

Муд - момент на одну тонну нагрузки кГс • м /т.

Муд = 13 кГс • м / т.

Диаметр турбобура для бурения под кондуктор:

Дтб = 0,9 х 295,3 = 265,7 мм

Сос =6-11,8 т.с.

Мкр = 36 + (13 х 12) = 192 кГс х м.

На основании полученных значений Дтб, Мкр и Сос, а также учитывая накопленный опыт работ и необходимую частоту вращения долота, выбираем турбобур 2ТСШ-240 - для бурения пород в интервале 30-50 метров (вертикальный участок). Для набора угла выбираем турбинный отклонитель ТО2-240.

Таблица 18

	диаметр долота
	215,9	295,3
Мо	6 - 12	29 - 44

Аналогично ведется подбор двигателя для бурения под эксплуатационную колонну.

Дт.б. = 0,9 • 215,9 = 194,3 мм.

Сос =18 т.с. - наибольшая из нагрузок.

Мкр = 10 + (8 • 18) = 154 кГс х м.

Согласно рассчитанным значениям, а также учитывая необходимую частоту вращения долота выбираем ВЗД: ДРУ-195 либо ДРУ-172.

Параметры гидравлических забойных двигателей (ГЗД) приведены ниже:

Таблица 19. Технические характеристики турбобура 2ТСШ-240

Тип турбобура	2ТСШ-240
Максимальный наружный диаметр, мм	240
Длина турбобура, м	14,93
Присоединительные резьбы На корпусе, ниппеле На соединительном переводнике На валу На долото	РКТ-218 РКТ-208 З -147 (З-152) З-152
Диаметр применяемых долот, мм.	295,3-393,7
Расход промывочной жидкости, л/с.	40-50
Параметры промывочной жидкости плотность, кг/м3 содержание песка не более, %	1500 1
Число ступеней, шт.	210
Частота вращения вала, об/мин., рабочий режим:	470
Момент на валу не менее, Н•м	2700
Перепад давления, МПа	4,9
Общая масса, кг	3960

Таблица 16. Технические характеристики ТО2-240

Шифр	ТО2-240
Тип	шпиндельный
Количество секций	2
Количество ступеней турбины, шт.	93
Наружный диаметр, мм.	240
Длина турбобура, м.	10,170
Масса, кг.	2507
Присоединительные резьбы: К колонне бурильных труб К долоту	З-171 З-152; З-147
Рекомендуемый диаметр долота, мм.	295,3
Расход промывочной жидкости, л/с.	45
Частота вращения вала шпинделя на рабочем режиме, об/мин.	420
Момент силы на выходном валу на рабочем режиме, Н•М.	1340
Перепад давления на рабочем режиме, МПа	2,9
КПД турбины не менее, %	32

Технические характеристики ДРУ-195:

Двигатель предназначен для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин долотами диаметром 215,9…269,9 мм с использованием промывочной жидкости плотностью до 1500 кг/м3 при забойной температуре до 100°С.

При использовании профилированной двигательной секции Д-195П двигатель может эксплуатироваться с долотами типа PDC истирающего действия с использованием промывочных жидкостей на углеводородной основе плотностью до 1500 кг/м3 при забойной температуре до 100°С.

Двигатель оснащается регулятором угла. Зубчатая муфта регулятора угла в месте касания со стенкой скважины имеет поверхность, армированную твердосплавными зубками.

Регулятор угла может устанавливаться со следующими углами перекоса:

- 0,00°, 0,23°, 0,47°, 1,09°, 1,30°, 1,50°, 2,07°, 2,23°, 2,36°, 2,46°, 3,00° или

- 0,00°, 0,20°, 0,39°, 0,57°, 1,15°, 1,31°, 1,46°, 1,59°, 2,10°, 2,19°, 2,30°.

Таблица 17

Обозначение двигательной секции	Наружный диаметр. мм.	Заходность ротор-статора	Длина рабочей пары, мм.	Общая длина двигателя, мм.	Масса двигателя, кг.
Д-195.9.23	195	9:10	2300	5339	935
Д-195.9.34	195	9:10	3400	6439	1095

Таблица 18

Обозначение двигательной секции	Д-195.9.23	Д-195.9.34
Расход рабочей жидкости, л/сек	35	35
Частота вращения выходного вала на холостом ходу, с-1	2,5	2,5
Частота вращения выходного вала в режиме максимальной мощности, с-1	1,9	2,0
Момент силы на выходном валу в режиме макс. мощности, кН•м	7,0	11,0
Перепад давления в режиме максимальной мощности, МПа	7,0	11,0
Мощность максимальная, кВт	80	150
Максимальный эффективный КПД, %	40	45
Допустимая осевая нагрузка, кН	250	250

3.7 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчёт

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Основными элементами, составляющими бурильную колонну, являются ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы.

При бурении гидравлическими забойными двигателями колонну бурильных труб используют в основном для подачи промывочной жидкости к двигателю.

При всех способах бурения различные участки колонны, вследствие ее большой длины, подвергаются воздействию различных, большей частью динамических нагрузок: растяжению, сжатию, кручению, поперечному и продольному изгибу, внутреннему и наружному давлению.

При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны, нижняя часть бурильной колонны сжата, верхняя растянута, так что наибольшие сжимающие нагрузки действуют в самом нижнем сечении колонны. На некотором расстоянии от забоя располагается нейтральное сечение.

Сжимающие нагрузки на трубы при бурении с забойными двигателями обычно составляют 0,1 - 0,2 мм при этом наибольшие крутящие моменты приложены к нижнему сечению колонны.

Если всю нагрузку на долото создавать лишь весом бурильных труб, то изгибающие напряжения могут достигать значительных величин, особенно в местах кавернообразований, представляющие опасность для целостности труб, герметичности резьбовых соединений и т.д. Поэтому следует увеличить продольную жесткость низа колонны, путем резкого увеличения диаметра и толщины стенок на этом участке. Такими трубами являются утяжеленные бурильные трубы.

Применением утяжеленных бурильных труб достигается:

передача достаточно большой нагрузки на долото при малой длине УБТ,

увеличение осевого момента инерции и осевого момента сопротивления,

снижение прогиба и напряжения от продольного изгиба,

При применении УБТ в компоновке низа бурильной колонны благодаря большой жесткости и предупреждается резкое искривление ствола скважины.

Расчет утяжеленных бурильных труб сводится определению диаметра и длины.

Расчет УБТ

Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину исходя из нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно быть (0,75 - 0,85) для долот диаметром до 295,3 мм и для долот свыше 295,3 мм (0,65 - 0,75).

Диаметр основной ступени УБТ должен быть соответствующим диаметру долота по условию:

Дубт = (0,65-0,75) х Дд

где Дд - диаметр долота, мм.

Интервал 30 - 510 м.

Дубт = (0,65-0,75) х 295,3 = 191,95 - 221,48 мм

Для осложнённых условий бурения диаметр УБТ для долот диаметром свыше 250,8 мм допускается уменьшать до ближайшего смежного размера.

Выбираем УБТ-203 ЕН

dв = 80 мм, q = 199,2 кг / м - данные из таблицы 28.

Таблица 19. УБТ-203 ЕН

Диаметры:	Масса 1 м., кг.
Наружный диаметр, мм.	Внутренний диаметр, мм.	Диаметр проточки под элеватор, мм	Диаметр проточки под клиновой захват, мм
203	80	178	203	199,2

После выбора диаметра УБТ проверяем по таблице 29 обеспечивает ли наддолотный участок УБТ необходимую жёсткость обсадной колонны, под которую ведётся бурение. Жёсткость этого участка УБТ должна быть не меньше жёсткости обсадной колонны.

Таблица 20

Трубы	Диаметр, мм.
УБТ	108	121	146	159	178	178	203	203	229	229	229	254
Обсадные	114	127	146	168	178	219	245	273	299	324	351	>377

Согласно таблицы наддолотный участок УБТ обеспечивает необходимую жёсткость при бурении под 245-ю колонну.

Жесткость на изгиб для УБТ должна быть не меньше жесткости колонны. Проверим:

До1 / Док (1 - [(Док- 2 ок) / Док] 4 / 1 - (dо1 / До1) 4),

где До1 и dо1 - наружный и внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм

Док и ок - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм

203/ 245 (1 - [(245 -2•8,9) / 245] 4 / 1 - (80 / 203) 4)

0,8286 0,5166 - условие выполняется.

Проектируем переход от УБТ к колонне бурильных труб.

Наружный диаметр бурильных труб принимаем Д1 = 127 мм. Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ должно быть выполнено условие:

Доп 1,33 Д1,

Доп - диаметр ступени УБТ мм = 203 мм,

Д1 - диаметр бурильных труб = 127 мм. 127•1,33=168,91 мм.

203 168,91 мм - условие не выполняется, следовательно компоновка УБТ должна быть ступенчатой.

Определяем диаметр и длину дополнительных ступеней УБТ. Требованиям к УБТ второй ступени удовлетворяет УБТ -178 ЕН по ТУ 26-12-775-90.

Рис. 5

0,7Дубт Дбт,

0,7•178 127 мм.

124,6 127 мм.

Таблица 21. УБТ -178 ЕН

Диаметры:	Масса 1 м., кг.
Наружный диаметр, мм.	Внутренний диаметр, мм.	Диаметр проточки под элеватор, мм	Диаметр проточки под клиновой захват, мм
178	71	168	178	153,2

Трубы поставляются длиной 8300-9450 мм.

Принимаем длину этой ступени l02 = 16,6 м. (2 трубы).

Рассчитываем длину основной ступени УБТ и КНБК:

l убт=(1,25•Рдол - G)/ qубт

l убт - длина УБТ, м.

G - вес забойного двигателя

Рдол = 6-12 тонн в интервале 30-510 метров. - нагрузка на долото.

G2ТСШ-240 = 3960 кг. - для 2ТСШ-240.

GТО2-240 = 2507 кг. - для ТО2-240. (с глубины 50 метров и до глубины 50+100 = 150 м. - по стволу).

Тогда для интервала 30-50 метров:

Рдол=6-11,8 примем Рдол=12 т.

1,25•Рдол - G = 1,25•12 - 3,960 = 11,04 т.

qубт203=199,2 кг=0,1992т.

l убт203=? м.

qубт178=126,3 кг=0,1263 т.

l убт178=16,6 м.

Принимаем 16,6 м УБТ-178 ЕН.

Тогда для интервала 50-150 метров:

В этом интервале (интервал набора угла) бурение ведётся с использованием ТО2-240. В компоновку низа бурильной колонны включаем 25 метров ЛБТ-147Ч11 мм и магнитный переводник; УБТ не используем. ЛБТ-147Ч11 мм и магнитный переводник используются для того, чтобы в процессе бурения можно было отследить траекторию ствола скважины.

Тогда для интервала 150-510 метров:

Рдол=6-11,8 т, примем 12 т.

1,25•Рдол - G=1,25•12-3,96=11,04 т.

G2ТСШ-240=3960 кг - для 2ТСШ-240.

qубт203=199,2 кг=0,1992

l убт203=? м.

qубт178=153,2 кг=0,153 т.

l убт178=16,6 м.

l убт203=((1,25•Рдол - G) - qубт178• l убт178)/ qубт203

l убт203=(11,04-0,1532•16,6)/0,1992=42,67 м.

Принимаем 16,6 м. УБТ-178 ЕН и 45 м. УБТ-203 ЕЛ.

Общая длина УБТ равна 16,6+45=61,6 м.

Если критическая нагрузка меньше нагрузки на долото, то с целью ограничения поперечной деформации УБТ, рекомендуется устанавливать на УБТ промежуточные опоры профильного сечения. Число опор рассчитывается по формуле:

m=(Pдол-Qк)/(qУБТ•а) - 1

Qк - вес наддолотной компоновки

а - расстояние между опорами (число опор не должно быть меньше двух).

а - выбирается из таблицы 43.

Таблица 22

Диаметр УБТ, м.	Расстояние между опорами для разных частот вращения, об/мин.
	50	90	120	150
108-114	20,0	16,0	13,5	12,0
121	22,0	16,5	14,0	13,0
133	23,5	17,5	15,0	13,5
146	25,0	18,5	16,0	14,5
159	31,0	21,5	18,5	17,0
178	33,0	23,5	21,0	19,0

Критическая нагрузка:

Р1кр=85,6 кН - критическая нагрузка без учёта гидравлической нагрузки.

рд=41,18 кгс/см2=412 Н/см2. - перепад давления на долоте.

F0=7,35 см². - суммарная площадь отверстий долота.

Ркр=85,6-7,35•412•10-3=55,32 кН.

Нагрузка на долото в данном интервале составляет 6-11,8 т.с.=58,8-115,64 кН., следовательно необходимо установить промежуточные опоры профильного сечения.

Проводим расчет промежуточных опор. Количество опор должно быть не менее двух, поэтому в колонне УБТ-203 устанавливаем 2 опоры, так как длина колонны УБТ-203 составляет всего 45 м.

Для интервала 510-1240 метров:

Рдол=6,5-13,0 т.

Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину исходя из нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно быть (0,75 - 0,85) для долот диаметром до 295,3 мм.

Диаметр основной ступени УБТ должен быть соответствующим диаметру долота по условию:

Дубт = (0,75-0,85) х Дд

где Дд =215,9 мм. - диаметр долота.

Дубт = (0,75-0,85) х215,9=161,9-183,5 мм. - выбираем УБТ-178.

Таблица 23. УБТ -178 ЕН

Диаметры:	Масса 1 м., кг.
Наружный диаметр, мм.	Внутренний диаметр, мм.	Диаметр проточки под элеватор, мм	Диаметр проточки под клиновой захват, мм
178	71	168	178	153,2

После выбора диаметра УБТ по таблице 41 проверяем обеспечивает ли наддолотный участок УБТ необходимую жёсткость обсадной колонны, под которую ведётся бурение. Жёсткость этого участка УБТ должна быть не меньше жёсткости обсадной колонны.

Согласно таблицы 41 наддолотный участок УБТ обеспечивает необходимую жёсткость при бурении под 146-ю колонну.

Жесткость на изгиб для УБТ должна быть не меньше жесткости колонны.

Проверим:

До1 / Док (1 - [(Док- 2 ок) / Док] 4 / 1 - (dо1 / До1) 4),

где До1 и dо1 - наружный и внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм

Док и ок - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм

178/ 146 (1 - [(146 -2•7,0) / 146] 4 /1 - (71 / 178) 4)

1,22 0,56 - условие выполняется.

Рассчитываем длину основной ступени УБТ и КНБК:

Тогда для интервала 510-1240 метров:

Рдол= 6,5-13 т.с.

1,25•Рдол - G=1,25•13-1,095 =15,16 т.

qубт178=153,2 кг=0,1532 т.

l убт178=? м.

l убт178=(1,25•Рдол - G)/qубт178

l убт178=15,16/0,1532=99 м.

Принимаем 100 м. УБТ - 178 ЕН.

Проводим расчет промежуточных опор.

Расстояние между промежуточными опорами примем 32 м для УБТ-178 согласно данным учебного пособия Элияшевский И.В. «Типовые задачи и расчёты в бурении». Кроме того количество опор должно быть не менее двух.

m = l01 / а,

где а - расстояние между промежуточными опорами, м

m = 100/ 32 = 3,125 принимаем m = 4.

Поперечный размер промежуточных опор равен 203 мм для долот диаметром 215,9 мм

Определяем момент затяжки резьбы УБТ.

Крутящий момент свинчивания резьбовых соединений труб рекомендуется принимать в следующих пределах:

Таблица 24

Диаметр УБТ, мм.	146	178	203
Крутящий момент, кН•м.	13-16	26-32	37-45

Устанавливаем момент свинчивания резьбовых соединений для УБТ-203 - 37-45 кН•м., а для УБТ-178 - 26-32 кН•м.

Выбор калибраторов, центраторов

Для набора угла при бурении под кондуктор, а также при бурении прямолинейного наклонного участка, в КНБК включить калибратор 5КС - 295,3 СТ. При бурении наклонного прямолинейного участка в компоновку также следует включить центратор КЛСВ - 250,8 СТ-1 для центрирования и улучшения условий долота и забойного двигателя при бурении.

При бурении под эксплуатационную колонну в КНБК следует включить также калибратор 5КС - 215,9 СТ и центратор КЛСВ - 212,7 СТ. Центратор устанавливается над забойным двигателем и необходим, для того, чтобы угол в скважине не падал.

Центраторы КЛСВ - 212,7 СТ и

КЛСВ - 250,8 СТ-1



Рис. 6

Таблица 25. Размеры центратора

Обозначение	D, мм	D1, мм	d, мм	L, мм	l, мм	l1, мм	l2, мм	Резьба №1 ГОСТ 28487	Резьба №2 ГОСТ 28487
КЛСВ - 212,7 СТ	212,7	165	70	585	368	25	25	3-133	3-133
КЛСВ - 250,8 СТ-1	250,8	178	70	1080	404	38	38	3-147	3-147

Таблица 26. Калибраторы

Серия	Наружный диаметр, мм	Длина общая, мм.	Длина лопастей, мм.	Присоединительные резьбы ГОСТ Р 50864-96	Масса, кг
5КС - 215,9 СТ	215,9	432	361	м/м З-117	90
5КС - 295,3 СТ	295,3	492	410	м/м З-152	80

Расчет колонны бурильных труб (КБТ)

Определяем тип БТ, их диаметр и тип замковых соединений. Из условия плавного перехода от колонны УБТ к КБТ удовлетворяют стальные бурильные трубы типа ПК 127 х 9,19 группы прочности «Д».

Рассчитываем допускаемую глубину спуска КБТ.

n - коэффициент запаса прочности, принимается равным 1,3 для нормальных условий бурения и 1,35 для осложнённых.

ут=655 (66,8) Н/мм2 (кгс/мм2). - предел текучести материала труб по ГОСТ Р 50278-92

Fтр=33,4 см²=3340 мм² - площадь сечения.

Qр=655•3340/1,35=1,68 МН - допустимая растягивающая нагрузка.

Qубт=120•0,1263=15,16 т.=0,152 МН - вес УБТ-165.

G=1,095 т. =0,011 МН - вес объёмника ДРУ-195.

сбр=1,14 г./см3 - плотность бурового раствора.

см=7,85 г./см3

qбт=(12,5•26,71+3,9+54,6)/12,5=31,39 кг. = 3,14•10-4 МН/м., где

12,5 м. - длина трубы.

q1=26,71 кг. - масса 1 м. гладкой трубы.

q2=3,90 кг. - масса двух высадок.

q3=54,6 кг. - масса одного комплекта замка (ЗП-162-95 по ТУ 26-0604-01-88) - по ТУ 14-3-1571-88.

Fк= 92,6 см²=0,00926 м². - площадь проходного канала трубы.

рт=7 МПа. - перепад давления в ДРУ-195.

рд= 4,79 МПа. - перепад давления на долоте.

Тогда максимальная глубина составит:

lдоп=(1,68-1,15•(0,152+0,011)•(1-1,14/7,85) - (7+4,79)•0,00926)/(1,15•3,14•10-4•(1-1,14/7,85))=4570 м. > 1259,5 м. => данные бурильные трубы подходят.

3.8 Выбор и обоснование буровой установки, её комплектование

Расчёт наиболее тяжёлой бурильной колонны:

Qбк= qбт•lбт+ Qубт + Qзд =2,68•10-4•1153,1+0,153+0,011=0,473 МН. =

=473 кН = 47,3 тонн

qбт=(1259,5•26,71+3,9+54,6)/12=26,756 кг. = 2,68•10-4 МН/м

lбт =1240-100-6,439= 1133,1 м

100 м - длина колонны УБТ-178 ЕН.

6,439 м - длина ДРУ-195.

Расчёт массы наиболее тяжёлой обсадной колонны.

Длина кондуктора (d=245 мм.) - 510 м.

Вес одного погонного метра обсадных труб условным диаметром 245 мм. с толщиной стенки 8,9 мм. составляет 51,9 кг. - по ГОСТ 632 - 80., тогда масса кондуктора составит: Qк=510•51,9=26469 кг=26,5 т.

Длина эксплуатационной колонны (d=146 мм.) - 1240 м.

Вес одного погонного метра обсадных труб условным диаметром 146 мм. с толщиной стенки 7,0 мм. составляет 24,0 кг. - по ГОСТ 632 - 80., тогда масса эксплуатационной колонны составит:

Qэк = 12•24,0 = 29760 кг = 29,76 т =297,68 кН.

Расчет максимальных нагрузок действующих на крюк производим по формуле:

Р = С х К х Q, т.с.

где Q - масса наиболее тяжелой КБТ в буровом растворе, т.с.

К - коэффициент учитывающий нарастание массы, К = 1,13

С - коэффициент учитывающий потерю массы колонны в промывочной жидкости

С = (1 - ж / м) = 1 - 1,14/ 7,85 = 0,85

где ж =1,14 г./см3 - плотность промывочной жидкости.

м=7,85г/см3 - плотность материала бурильной колонны.

Р = 0,85 х 1,14 х 47,3 = 45,83 т.с.

При прихватах и затяжках в процессе спуска и подъема колонны бурильных труб необходимо приложить дополнительные усилия при подъеме колонны. В связи с этим вводим коэффициент прихвата 1,3.

Нагрузка на крюке составит:

Р = 1,3 х 45,83 = 60 т.с.

Ориентировочно выбираем буровую установку БУ1600/100 ЭУ. Допускаемая нагрузка на крюке для неё составляет 1000 кН.

Необходимо, чтобы выполнялись следующие условия:

GДОПх0.6> Gб - для бурильной колонны.

GДОПх0.9> G0 - для обсадной колонны.

1000•0,6=600 кН > 492 кН

1000•0,9=900 кН > 317,72 кН.

Требуемые условия выполняются, следовательно, окончательно выбираем буровую установку БУ1600/100 ЭУ.

Таблица 27. Основные технические характеристики и комплектность БУ 1600 ЭУ

Характеристики	Единицы измерения
Максимальная грузоподъемность, т.с.	100
Максимальная оснастка талевой системы	4 х 5
Мощность на приводном валу лебедки, кВт	240-360
Диаметр талевого каната, мм	25
Скорость подъема крюка, не более, м/с	1,7

Список литературы

1. А.И. Булатов, Ю.М. Просёлков «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин». Москва: Недра-Бизнесцентр, 2003.

2. А.Г. Калинин, А.З. Левицкий «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые». Москва: Недра, 2001.

3. В.А. Муравенко «Буровые машины и механизмы». Москва / Ижевск: Институт омпьютерных исследований, 2002.

4. И.В. Элияшевский, М.Н. Сторонский, Я.М. Орсуляк «Типовые задачи и расчёты в бурении». Москва: Недра, 1982.

5. Иогансен К.В. «Спутник буровика: Справочник». Москва: Недра, 1990.

6. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94.

7. Ю.В. Вадецкий «Справочник бурильщика». Москва: Академия, 2008.

8. Групповой рабочий проект №30.06 строительства эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Чутырско-Киенгопском месторождении.

9. ГОСТ 20692-2003. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования. - М.: Изд-во стандартов, 2003.

10. ГОСТ Р 50278-92. Трубы бурильные с приваренными замками. Технические условия. - М.: Госстандарт России, 1992.

11. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. - М.: Изд-во стандартов, 1989.

12. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-19-13.

13. ТУ 26-12-775-90. Трубы бурильные утяжелённые. Изменение 7 от 18.03.2005 г.

Размещено на Allbest.ru