Организационно-технические условия производства буровых

Список условных обозначений

i -индекс интервала бурения (промывки);

D, d - диаметр (долота, труб, замков и т. п.);

L - длина ствола скважины, труб;

H - глубина по вертикали от устья до рассматриваемой отметки;

δ_т - толщина стенки труб;

l – длина одной трубы;

z - число буровых насосов;

Q – расход (подача);

α – коэффициент подачи насоса;

q – удельный расход жидкости;

v_м- механическая скорость бурения;

φ – относительная концентрация жидкой фазы в шламожидкостном потоке кольцевого пространства;

ρ - плотность жидкости;

ρ_п- плотность горной породы;

P_пл- пластовое (поровое) давление на глубине Н;

Р_гр - давление гидроразрыва горных пород;

P_н - давление нагнетания насоса;

ΔP – перепад давления;

b – коэффициент загрузки насоса;

m – число насадок долота;

d_н – диаметр насадки долота;

F – площадь сечения (труб, забоя);

µ_н – коэффициент расхода насадка долота;

F_кп – площадь сечения кольцевого пространства между бурильной колонной и стенками скважины;

f – площадь сечения проходного канала (в бурильных трубах, УБТ, насадка);

v – средняя скорость движения внутри канала циркуляции;

v_кп – средняя скорость движения в кольцевом пространстве;

v_ч - скорость витания частиц шлама в жидкости;

µ - динамическая вязкость жидкости;

η – пластическая вязкость жидкости;

τ_о – динамическое напряжение сдвига;

к – коэффициент консистенции (для степенной жидкости);

n – показатель степени;

λ – коэффициент гидравлических потерь внутри канала циркуляции;

λ_кп – коэффициент гидравлических потерь в кольцевом пространстве;

∆_э – эквивалентная шероховатость;

α – коэффициент сопротивления стояка;

ξ_в – коэффициент местных потерь внутри замка бурильных труб;

ξ_н – коэффициент местных потерь замков в кольцевом пространстве;

β – безразмерное напряжение сдвига;

Re – число Рейнольдса;

He – число Хедстрема;

S – число Сен-Венана;

Ar – число Архимеда;

– глубина спуска предыдущей обсадной колонны;

 

– высота цементного стакана в эксплуатационной колонне;

– глубина залегания продуктивного пласта;

– толщина пласта;

плотность бурового раствора;

плотность цементного раствора;

плотность продавочной жидкости;

плотность буферной жидкости;

плотность опрессовочной жидкости;

глубина снижения уровня жидкости при испытании на герметичность;

глубина снижения уровня жидкости в колонне в конце эксплуатации;

Оглавление

1. Введение ……………………………………………………………………………………………..

2. Организационно-технические условия производства буровых………………………………….

3. Геологическая часть:

3.1. Тектоника…………………………………………………………………………………………

3.2. Литолого-стратиграфическая характеристика…………………………………………………

3.3. Нефтегазоводоносность………………………………………………………………………….

3.4. Возможные осложнения по разрезу скважины…………………………………………………

3.5. Исследовательские работы в скважине…………………………………………………………

3.6. Работы по испытанию скважины в эксплуатационной колонне………………………………

4. Технико-технологическая часть:

4.1. Конструкция скважины…………………………………………………………………………..

4.1.1. Расчет диаметров обсадных колонн и долот……………………………………………...

4.2. Расчет профиля ствола скважины……………………………………………………………….

4.3. Способы и режимы бурения……………………………………………………………………..

4.3.1. Способы бурения……………………………………………………………………………

4.3.2. Расчет бурильной колонны………………………………………………………………...

4.4. Тип и параметры очистного агента. Гидравлический расчет промывки скважины:…………

4.4.1. Обоснование буровых растворов…………………………………………………………..

4.4.2. Гидравлический расчет промывки скважины…………………………………………….

4.4.3. Выбор гидравлического забойного двигателя……………………………………………

4.4.4. Расчет потерь давления в кольцевом пространстве и определение критической плотности промывочной жидкости…………………………………………………………………….

4.4.4.1. Расчет потерь давления в кольцевом пространстве………………………………

4.4.4.2. Расчет потерь давления в бурильных трубах……………………………………..

4.4.4.3. Расчет потерь давления в наземной обвязке……………………………………...

4.4.4.4. Расчет перепада давления за счет наличия в кольцевом пространстве шламожидкостной смеси. Определение давления на выкиде насоса………………………………..

4.5. Меры по предупреждению аварий и осложнений:

4.5.1. Возможные осложнения при бурении скважины…………………………………………

4.5.2. Мероприятия по предупреждению возникновения осыпей и обвалов………………….

4.5.3. Предупреждение прихватов бурильной колонны………………………………………..

4.5.4. Предупреждение аварий с долотами………………………………………………………

4.5.5. Предупреждение аварий с бурильным инструментом ………………………………….

4.5.6. Предупреждение аварий с забойным двигателем………………………………………..

4.5.7. Спуск обсадной колонны…………………………………………………………………..

4.6. Крепление скважины……………………………………………………………………………..

4.7. Вскрытие, опробование и освоение продуктивных горизонтов:

4.7.1. Вскрытие продуктивных горизонтов……………………………………………………...

4.7.2. Перфорация………………………………………………………………………………….

4.7.3. Освоение…………………………………………………………………………………….

4.8. Буровое оборудование и инструмент……………………………………………………………

5. Разработка мероприятий по совершенствованию технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов:

5.1. Введение…………………………………………………………………………………………...

5.2. Влияние перфорации на физико-химические свойства пласта………………………………..

5.3. Выбор оптимального типа перфоратора………………………………………………………...

5.4. Описание работ от вторичного вскрытия эксплуатационного объекта до сдачи скважины в эксплуатацию………………………………………………………………………………

5.4.1. Подготовительные работы к проведению перфорации………………………………….

5.4.2. Порядок проведения снаряжения и спуска перфоратора………………………………...

5.4.3. Привязка перфоратора по ГК и глубине интервала перфорации………………………..

5.4.4. Отстрел перфорации………………………………………………………………………..

 

 

6. Экономическая эффективность использования трубного способа перфорации по сравнению с кабельной:

6.1. Определение основных технико-экономических показателей………………………………...

6.2. Экономическая эффективность………………………………………………………………….

7. Безопасность жизнедеятельности:

7.1. Источники повышенной опасности……………………………………………………………...

7.2. Общие требования………………………………………………………………………………...

7.3. Монтаж и эксплуатация оборудования………………………………………………………….

7.4. Приготовление и обработка бурового раствора………………………………………………...

7.5. Спускоподъемные операции……………………………………………………………………..

7.6. Меры безопасности при спуске обсадной колонне и их цементировании……………………

8. Экологическая безопасность:

8.1. Источники загрязнения окружающей среды……………………………………………………

8.2. Очистка, обезвреживание и утилизация буровых сточных вод……………………………….

8.3. Рекультивация земель…………………………………………………………………………….

8.4. Охрана атмосферного воздуха от загрязнения………………………………………………….

9. Организация работ в системе ГО и ЧС:

9.1. Основные требования и мероприятия…………………………………………………………...

9.2. Требования к противопожарной безопасности…………………………………………………

9.2.1. Первичные средства пожаротушения……………………………………………………..

9.2.2. Документы, обеспечивающие безопасность работ……………………………………….

10. Заключение…………………………………………………………………………………………..

Приложения……………………………………………………………………………………………...

Список литературы ……………………………………………………………………………………..

 

Введение

Гагаринское нефтяное месторождение расположено в Красновишерском районе на севере Пермского края.

Физико-географической особенностью месторождения является сильная заболоченность со множеством озер.

Месторождение открыто в 1990 г. по результатам бурения разведочных скважин, в тектоническом отношении приурочено к структуре III порядка, являющимся рифовым массивом позднедевонского возраста, в северной части Соликамской впадины. В разработку месторождение введено в 1996 г.

Геологические запасы нефти (балансовые/извлекаемые) и растворенного газа Гагаринского месторождения подсчитаны ПермНИПИнефть в 1992 г. и утверждены ГКЗ Минприроды РФ в 1995 г. в количестве:

- по категории С₁ нефть – 28507/9336 тыс.т., растворенный газ – 3111/1064 млн.м³

- по категории С₂ нефть – 1252/230 тыс.т., растворенный газ – 104/19 млн.м³

Темой дипломного проекта является вторичное вскрытие.

Вторичное вскрытие является одним из завершающих этапов при строительстве скважины, но от этого он не теряет своей значимости. Темой специального вопроса является выбор кумулятивного перфоратора.

В настоящее время используют и совершенствуют другие способы перфорации – щадящие (щелевая, гидропескоструйная). Но основной объем работ при вторичном вскрытии осуществляется с использованием кумулятивных перфораторов.

Это вызвано тем, что стоимость данного типа перфораторов меньше, чем у выше сказанных, а также время на подготовку к перфорационным работам является непродолжительным.

Использование данного типа перфораторов оказывает большое воздействие на колонну, цементное кольцо и на саму породу, в которой происходят необратимые физико-химические процессы. Чтобы снизить это воздействие, необходимо из всей гаммы кумулятивных перфораторов выбрать те, которые будут оказывать меньшее губительное воздействие на скважину.

Для этого производят выбор перфораторов с оптимальными параметрами, которые позволят сохранить целостность скважины и коллекторских свойств продуктивного пласта. Это может привести к сохранению проектного дебита скважины или его увеличению.

Исходными данными являлись результаты отстрелов кумулятивных перфораторов (длина пробиваемого канала, площадь канала, скин-фактор и т.д.).

 

Геологическая часть

Тектоника

Гагаринское месторождение в тектоническом отношении приурочено к структуре III порядка, расположенной в северной части Соликамской депрессии.

Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Гагаринская структура является таким рифогенным массивом. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ картируется в виде моноклинального склона на северо-восток. Глубина залегания фундамента около 6 км.

Поверхность отложений вендского комплекса (скв. №№ 35, 38, 49) представлена упрощенной моноклиналью с падением слоев с запада на восток от абсолютных отметок –2092 м до –2134 м. Угол наклона слоев соствляет 0º30'.

По кровле терригенных отложений кыновского горизонта (III отражающий горизонт) Гагаринская структура находится в пределах структурного мыса, открывающегося на северо-северо-запад (стратоизогипса –2100 м).

В строении верхнедевонского карбонатного комплекса Гагаринская структура представляет собой рифогенное сооружение, осложненное двумя вершинами. Высота рифа, начавшего рост в бурегское время, 460 м.

По II отражающему горизонту (кровля терригенных отложений тульского горизонта) Гагаринская структура представляет собой купол неправильной формы размерами 5,7х6,0 км по замкнутой стратоизогипсе –1650 м. Амплитуда западной вершины 135 м, восточной –105 м. Углы наклона северо-восточного крыла более 4º, юго-восточного 3º22'.

Структурный план башкирского яруса изучен по данным глубокого бурения. Все структурные построения проведены с учетом информативного нижележащего структурного плана по кровле тульских терригенных отложений. Размеры структуры по изогипсе –1270 м составляют 5,75х4,9 км, амплитуда 45 м. Углы наклона: восточного крыла 2º40', западного 2º55'

 

Нефтегазоводоносность

Нефтеносность

Промышленная нефтеносность связана, с отложениями в Фаменском ярусе, пласт (). Продуктивный пласт залегает в интервале 1935-1980м.(по вертикали), мощность пласта 45 м. Тип коллектора порово-трещинный. Плотность: в пластовых условиях 0,71 г/см³; после дегазации 0,822 г/см³. Свободный газ отсутствует.

Нефтеносность представлена в таблице 3.3.1.

Давление и температура в продуктивных пластах представлены в таблице 3.3.2.

 

Индекс стратигра-фического подразделе-ния	Интервал	Тип коллек- тора	Плотность нефти,	Подвиж-ность,	Параметры растворенного газа
Газовый фактор,	Давление насыщения, МПа
от (верх)	до (низ)	В плас-товых усло- виях	После дегаза-ции
			поро-вый	0,712	0,816	0,004	195,2	16,1
			порово-трещин-ный	0,71	0,822	0,014		14,02

Таблица 3.3.1 - Нефтеносность

 

Примечание: смотри рисунок 3.3.1 Структурная карта пласта Бш.

 

 

Таблица 3.3.2 - Давление и температура в продуктивных пластах

 

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Пластовое давление, МПа	Источник получения	Температура в конце интервала
от (верх)	до (низ)		Источник получения
			17,4	РФЗ	+27	РФЗ
			22,0	РФЗ	+31	РФЗ

 

Примечание: Градиент давления гидроразрыва пород на 100м: 0-1000 м а=2,6 МПа; более 1000 м а=2,34 МПа для поглощающих горизонтов 0-500 м а=1,2 МПа; более 500 м а=1,25 МПа.

(РФЗ – расчёт по фактическим замерам в скважинах )

Газоносность -свободный газ отсутствует.

 

 

 

 

Рисунок 3.3.1 Структурная карта пласта Бш.

 

Водоносность

Сакмарский ярус (Р₁s) представляет собой поровый коллектор мощность которого равна 55 м. Плотность воды 1,138 кг/м³. Степень минерализации 6949,9 мг-экв/л. Не относиться к источнику питьевого водоснабжения.

Башкирский ярус (C₂b) представляет собой поровый коллектор мощность которого 80 м. Плотность воды 1,175 кг/м³. Степень минерализации 9190,3 мг-экв/л. Не относиться к источнику питьевого водоснабжения.

Водоносность представлена в таблице 3.3.3.

Таблица 3.3.3 – Водоносность

Индекс стратигра-фического подразделе ния	Интервал, м	Тип коллек- тора	Плот- ность,	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Минерализация, мг-экв/л
от	до
анионы	катионы
					Cl^¯	SO4¯	HCO3¯	Cа^++	Mg^++	Na^+ K^+
			поровый	1,138	3459,5	12,3	3,1	853,7	463,1	2158,2	6949,9
			поровый	1,175	4578,8		3,4	1078,3	477,9	3038,9	9190,3

 

 

Нефтегазоводопроявления

В Башкирском ярусе (C₂b) на интервале от 1585 до 1599 м идет проявление нефти, характер проявления - пленка нефти.

В Фаменском ярусе () на интервале от 1939 до 1975 м идет проявление нефти, характер проявления – пленка нефти (см.таблицу 3.4.3).

 

Таблица 3.4.3. – Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявлений
от (верх)	до (низ)
			нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением показателей свойств от проектных		Пленка нефти в буром растворе
			нефть

 

 

Конструкция скважины

На основании совмещенного графика давлений (рис. 4.1) и из геологических условий выбирают конструкцию скважины.

В работе используются данные из отчёта по преддипломной практике, по Гагаринскому месторождению, Пермский край.

1. Рассчитываем эквиваленты градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород (ГРП).

Пластовое давление соответствует гидростатическому, кроме интервала продуктивного пласта:

В интервале продуктивного пласта 1935-1980:

Для расчёта давления ГРП используют формулу:

А=0,012 МПа/м – для поглощающих пластов

А=0,026 МПа/м – для не поглощающих пластов при Н 1000м

А=0,0234 МПа/м – для не поглощающих пластов при Н 1000м

Согласно геологическим характеристикам, поглощение бурового раствора возможно в следующих интервалах:

1. 0-160м:

2. 1020-1220м:

3. 1540-1780м:

Для интервалов поглощения (проницаемых пластов):

для Пермского края

Для интервала 160-1020:

Для интервала 1220-1640:

Для интервала 1935-1980 (продуктивный пласт):

 

 

Рис. 4.1. Совмещенный график давлений

 

Руководствуясь совмещенным графиком давлений, выберем следующую конструкцию скважины.

1) Направление – спуск идёт до глубины 35 метров. Спускается для перекрытия четвертичных отложений, защиты устьевого участка от размыва и направление промывочной жидкости в очистную систему.

2) Кондуктор – спуск идёт до глубины 165 метров. Спускается для предотвращения осыпей стенок скважины, защиты пресных вод от загрязнения и предупреждения поглощения бурового раствора.

3) Промежуточная – спуск идёт до глубины 665 метров.Служит защитой от кавернообразований в солевых отложениях.

4) Эксплуатационная – спуск идёт до глубины 2316 метров. Спускается с целью создания канала для движения флюида на поверхность.

Цементирование обсадных колонн на территории Пермского края идёт до устья скважины.

 

Расчет профиля скважины

Таблица 4.2.1. Входные данные по профилю наклонно-направленной скважины

Профиль ствола скважины:	Наименование
вертикальный участок	глубина скважины по вертикали, м
участок 1-го набора зенитного угла	проложение, м
условно наклонно-прямолинейный участок	вертикальный участок, м
участок 2-го набора зенитного угла	интенсивность набора зенитного угла, град/10м	1,0-1,5
участок снижения зенитного угла	интенсивность снижения зенитного угла, град/100м	до 5

 

 

 

Таблица 4.2.2. Используемые формулы

Участок	Длина ствола, м	Горизонтальная проекция, м	Вертикальная проекция, м
Вертикальный		___
Набор зенитного угла
Наклонно-прямолинейный
участок 2-го набора зенитного угла
Снижения зенитного угла
Суммарная длина

 

 

Таблица 4.2.3. Выходные данные

Участок	Длина ствола, м	Горизонтальная проекция, м	Вертикальная проекция, м
Вертикальный		___
Набор зенитного угла
Наклонно-прямолинейный
участок 2-го набора зенитного угла
Снижения зенитного угла
Суммарная длина

 

 

 

Рис.4.2. Профиль ствола скважины

Способы и режимы бурения

Способы бурения

В практике проводки скважин в данном районе применяется вращательный способ бурения. Вращательный способ бурения скважин осуществляется с использованием ротора или ГЗД.

Используются два вида забойных двигателей – турбобур и винтовой забойный двигатель.

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на Гагаринском месторождении представлены в таблице (см.таблицу 4.3.1)

Таблица 4.3.1 Компоновка низа бурильной колонны

Условный номер КНБК	Элементы КНБК (до бурильных труб)
номер по поряд-ку	Типораз-мер (шифр)	наружный диаметр, мм	суммар- ная длина КНБК, м	суммар- ная масса КНБК, т	Примечание
|		Шнековое долото		0,7	0,15	Бурение под направление |
||		Долото		13,615	3,176	Бурение под направление ||
	Д1-240
	УБТ
		Долото	393,7	43,515	5,958	Бурение под кондуктор
	Калибратор	393,7
	Д1-240
	Центратор
	УБТ
	Центратор
	УБТ
|V		Долото	393,7	21,21	2,924	Бурение под кондуктор набор зенитного угла
	Калибратор	393,7
	ДО-240
	МП (Зенит)
	УЛБТ
V		Долото	295,3	34,405	7,039	Бурение под техническую колонну
	Калибратор	295,3
	Д1-240
	Центратор
	УБТ
V|		Долото	295,3	39,955	6,839	Бурение под техническую колонну
	Калибратор	295,3
	Д1_240
	УБТ
V||		Долото	295,3	21,1	2,811	Бурение под техническую колонну Добор зенитного угла
	Калибратор	295,3
	ДО-240
	МП (Зенит)
	УЛБТ
V

Долото 215,9 44,15 7,061   Бурение под эксплуатационную колонну участка естественного снижения зенитного угла Калибратор 215,9 2ТСШ-195 Центратор ШМУ УБТ |X Долото 215,9 34,185 5,018 Калибратор 215,9 Д2-195 Центратор ФМ-210 ШМУ УБТ X Долото 215,9 44,15/34,01 7,061/4,752 Калибратор 215,9 ЦД (215,9/172) 215,9 2ТСШ195/Д2-172 195/172 ШМУ УБТ X| Долото 215,9 16,51-32,51 2,2192-4,5456 ЦД (215,9/172) 215,9 Д2-172 ШМУ УБТ X|| Долото 215,9 37,39 5,733 Добор зенитного угла Калибратор 215,9 ШО-195 Д2-195   МП (Зенит)       Добор зенитного угла УБТ X

Долото 215,9 31,55 4,462 Калибратор 215,9 ДГ-172 (ДО-172) 3ТС-172 УБТ X|V Бурголовка 212,7 44,335 6,866     Бурение с отбором керна Стабилизатор Секьюрити Д2-195 Стабилизатор УБТ     С учетом опыта бурения скважин на территории Гагаринского нефтяного месторождения, а так же на основе физико-механических свойств горных пород предлагаются следующие режимы бурения в различных интервалах (см. таблицу 4.3.1.1).   Таблица 4.3.1.1. Режимы бурения в различных интервалах   Интервал по стволу, м Вид технологи-ческой операции Способ бурения Режимы бурения от (верх) до (низ) Осевая нагрузка, тс Частота вращения, об/мин Расход бурового раствора, л/с Бурение Вращательный ВИ - Бурение Вращательный 3-10   Бурение Вращательный 8-15   Бурение Вращательный 8-15   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 4-6   28-35     Таблица 4.3.1.2. Рекомендуемые бурильные трубы Обозначение бурильной трубы   Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Марка (группа прочности) материала Тип замкового соединения Количество труб, м УБТ 51,5 Д З-171 УБТ Д З-147 ПК 9,19 Д ЗП-162-95 ПН 9,19 Д ЗП-105-52 Таблица 4.3.1.3. Характеристика бурильных труб и УБТ по интервалам Наименование обсадной колонны Интервал, м Характеристика бурильной колонны     от до Тип (шифр) Марка Толщина стенки,мм Наружный Диаметр,мм   Кондуктор УБТ Д 51,5 ПК Д 9,19 Техническая УБТ Д 51,5 ПК Д 9,19   Эксплуатационная УБТ Д ПК Д 9,19 УБТ Д ПК Д 9,19 УБТ Д ПК Д 9,19

Расчет бурильной колонны

Допустимая глубина спуска колонны:

допустимая глубина спуска;

допускаемая растягивающая нагрузка, кГ;

G – вес ЗД, кг;

перепад давления, ;

площадь поперечного сечения канала бурильной трубы,

– вес 1 метра бурильных труб, кг;

плотность жидкости,

- плотность материала труб, ;

Так как мы спускаем колонну на длину 2316 метров, то условие по допустимой глубине спуска выполняется.

Избыточное внутренние давление:

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знать два параметра:

- действующее наибольшее избыточное внутренние давление при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений

- критическое избыточное внутреннее давление при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предел текучести

формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное внутреннее давление;

избыточное внутреннее давление;

Критическое избыточное внутреннее давление можно взять из приложения 1 либо вычислить по формуле:

предел текучести;

номинальная толщина стенки трубы;

- диаметр трубы;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на внутренне избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

 

 

Избыточное наружное давление:

Избыточное наружное давление на бурильную трубу не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Часто необходимость в проверке на порочность возникает при спуске закрытых колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают:

- при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

- в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

- при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критическое сминающие давление, которое соответствует пределу текучести, для некоторых наиболее часто применяемых труб найдем в приложение 2.

формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное наружное давление;

избыточное наружное давление;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на наружное избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Поверочный расчет на разрыв:

Исходные данные: глубина скважины 2020м, способ бурения – с применением ЗД.

Базовая колонна составлена из бурильных труб ТПБК-127х9,2 «Д». Масса 1 погонного метра труб – 30 кг.

Предел текучести – 372 МПа.

КНБК составлена из УБТ-178 длиной 25 метров. Масса 1 погонного метра – 156 кг (в воздухе).

Плотность бурового раствора – 1140 .

Перепад давления на долоте - 5,9 МПа

Находим вес КНБК и бурильных труб в буровом растворе:

 

Гидравлическая растягивающая сила от перепада давления на долоте:

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении бурильной колонны:

Сечение бурильной трубы по телу:

Напряжение в теле трубы:

Запас прочности на разрыв:

Данный запас прочности удовлетворяет условию.

 

Поверочный рас