|
Наименование колонны
|
Диаметр колонны
|
Глубина спуска
|
Назначение обсадной колонны
|
|
Шахтовое направление
|
10
|
Спускается с целью предупреждения от размыва устья скважины
восходящим потоком бурового раствора. Забутовывается до устья.
|
|
Кондуктор
|
324
|
250
|
Спускается с целью перекрытия неустойчивых отложений верхнего и
нижнего мела, а также зон поглощений. Цементируется до устья. Устье
оборудуется противовыбросовым оборудованием.
|
|
Промежуточная колонна
|
245
|
1150
|
Спускается с целью перекрытия отложений верхнего мела склонных к
осыпям, обвалам нефтепроявляющего барремского яруса, которые несовместимы по
условиям бурения с нижележащими отложениями. Цементируется до устья. Устье
оборудуется противовыбросовым оборудованием.
|
|
Эксплуатационная колонна
|
140
|
2500
|
Спускается с целью разобщения нефтеносных объектов и их
раздельного испытания. Цементируется до устья.
|
2.
Технико-технологический раздел
2.1 Выбор долот для
бурения скважины
Выбор долота для бурения состоит в
выборе диаметра, типа и серии породоразрушающего инструмента. Диаметр долота
должен обеспечить свободное прохождение по стволу скважины обсадной колонны,
т.е. наличие необходимого зазора между муфтами обсадных труб и стенками
скважины. Таким образом, диаметр долота для бурения под обсадную колонну D, мм, можно определить по формуле
D = dм + Д, (1)
где dм - наружный диаметр муфты обсадной колонны, мм;
Д - разность между диаметрами
скважины и муфты обсадной колонны, мм.
С обсадной колонны диаметром 140 мм
применяются муфты с наружным диаметром 159 мм. Правила безопасности устанавливают,
что минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб скважины будет
равна 20 мм. Тогда по формуле (1) рассчитываем
D = 159 + 20 = 179 мм.
Из стандартного ряда диаметров,
учитывая геологические условия бурения и физико-механические свойства горных
пород по разрезу, выбираем долото диаметром 215,9 мм.
Для выбора типа и серии
породоразрушающего инструмента необходимо определить средние категорию
твердости 
по
разрезу скважины.
(2)
где 
-
категория твердости пород ị - й разновидности;
mi
- мощность ị - го прослоя породы, м;
M
- мощность выделенной пачки, м;
Итак, вычислим среднюю
категорию твердости пород по разрезу для интервала от 1150 до 2500 метров.
В соответствии с
полученным значением, по номограмме для выбора типов долот выбираем тип
породоразрушающего инструмента. Таким образом, для бурения под эксплуатационную
колонну интервала от 1150 до 2500 м используем долото III
215,9 СЗ-ГАУ.
.2 Проектирование
параметров режима бурения
Выбор осевой нагрузки на
долото произведем двумя способами [4]: по удельной нагрузке на долото и по
твердости разбуриваемых пород. В первом случае нагрузка на долото G, кН, рассчитывается по формуле
G
= Gуд·D, (3)
где Gуд - удельная нагрузка на долото, кН/мм;
D
- диаметр долота, мм.
При разбуривании пород
средней твердости с прослойками твердых удельная нагрузка на долото составляет
0,7 кН/мм.
Таким образом, по
формуле (3) рассчитываем:
G1
= 0,7·215,9 = 151,1 кН;
Для определения осевой
нагрузки на долото по твердости разбуриваемых пород используется формула
G
= kзаб·рш·Sк, (4)
где kзаб - коэффициент, учитывающий влияние факторов, действующих в
реальных условиях бурения и составляющий в данном случае 0,4 [4];
рш -
твердость породы, МПа;
Sк
- площадь контакта зубьев долота с забоем, м2.
Площадь контакта зубьев
долота с забоем приближенно можно вычислить из выражения
Sк
= 1,3·D·kп·b, (5)
где kп - коэффициент перекрытия забоя зубьями долота, для данного
интервала коэффициент равен 0,7;
b
- притупление зубьев, м;
,3 - опытный
коэффициент, учитывающий фактическую среднюю площадь контакта при нулевом
погружении зубьев.
Притупление зубьев
принимаем равным 1,0·10-3 м. Тогда по формулам (4) и (5)
рассчитываем
Sк1
= 1,3·215,9·10-3·0,7·1,0·10-3 = 196,5·10-6 м2,
G
= 0,4·2000·106·196,5·10-6 = 157,2 кН.
Таким образом, в
соответствии с максимальной допустимой нагрузкой для выбранного долота, окончательно
принимаем осевую нагрузку на долото 150 кН.
Во избежание появления
вибраций в колонне бурильных труб частоту вращения следует выбирать в
промежутке между частотами вращения и продольных колебаний утяжеленных
бурильных труб. Собственная частота продольных колебаний УБТ ѓ1, с
-1, в соответствие с [4], определяется по формуле
(6)
где 
-
длина УБТ, м.
Собственную частоту
вращения УБТ ѓ2, с -1, можно рассчитать по формуле
(7)
Длину УБТ принимаем
равной 160 метров. Тогда по формулам (6) и (7) получаем
Критическая частота
вращения трехшарошечного долота nкр,
мин -1, может быть рассчитана из выражения
(8)
Подставляя в формулу (8)
полученные частоты вращения и колебаний УБТ получим интервалы частот, в которых
и следует выбирать искомую частоту вращения долота.
Окончательно принимаем
частоту вращения долота 102 мин -1.
.3 Выбор типа бурового
раствора и его параметров
Промывка скважин и
применяемые при этом агенты во многом определяют эффективность процесса
строения скважины. Качество промывочной жидкости - один из определяющих
факторов скорости строительства. Кроме того, все виды осложнений процесса
бурения предупреждаются правильным подбором свойств циркулирующих агентов.
Расходы на приготовление, химическую обработку и очистку промывочных жидкостей
при бурении глубоких скважин в осложнённых условиях достигают 30% стоимости строительства
скважины. В этой связи большое значение имеет правильный выбор типа бурового
раствора, подбор реагентов для регулирования его свойств, способа приготовления
и очистки бурового раствора от выбуренной породы.
В зависимости от
класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной
скважин, а также от сложности технологического процесса бурения буровые
установки комплектуются циркуляционными системами (ЦС), включающими набор
блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовления, очистки и
циркуляции бурового раствора.
Расположение блоков
циркуляционной системы определяется размещением основного бурового
оборудования.
Каждый буровой
раствор имеет свои границы применения, которые зависят главным образом от
геологических условий бурения: пластового давления вскрытых скважиной
горизонтов, устойчивости пород, слагающих эти горизонты, минерального состава
разбуриваемых пород.
Гуматные растворы - это глинистые
растворы, стабилизированные углещелочным реагентом. Эти растворы используют в
основном для разбуривания устойчивых пород и интервалов, сложенных
малоглинистыми породами, а также для бурения под кондуктор. Гуматные растворы
могут применяться до температуры 180 - 2000С.
Лигносульфонатные растворы - буровые
глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (при
бурении данной скважины - КССБ-2М) в сочетании с полимерами или другими
понизителями фильтрации (ПУЩР). Эти растворы используются для разбуривания
глинистых и аргиллитоподобных пород, а также гипсов, ангидритов и карбонатных
пород. Растворы на основе лигносульфонатов устойчивы к кальциевой смеси.
Термостойкость таких растворов - 160 - 2200С.
Так, для бурения в
интервале 10 - 250 метров выбираем гуматный буровой раствор; 250 - 1150 метро -
гуматно - лигносульфонатный буровой раствор; 1150-2500 метров также применяется
гуматно - лигносульфонатный буровой раствор.
Согласно [3], необходимо иметь запас
бурового раствора равный трем объёмам скважины. Тогда требуемое количество
бурового раствора VР, м3,
определяется по формуле:
(9)
где VСКВ - объем скважины, м3.
Объем скважины может быть рассчитан
по формуле
(10)
где DСКВ - диаметр скважины, м;
LC - глубина скважины, м;
LОК - глубина спуска промежуточной
обсадной колонны, м;
DОК - внутренний диаметр
промежуточной обсадной колонны, м.
Диаметр скважины можно определить по
формуле:
(11)
где К - коэффициент
кавернозности;
DД
- диаметр долота, м.
Принимая коэффициент
кавернозности равным 1,1, внутренний диаметр направления равным 0,504 м,
внутренний диаметр кондуктора равным 0,3 м, а внутренний диаметр промежуточной
колонны равным 0,225 м по формулам (9) - (11) определяем:
под кондуктор 
под промежуточную 
под эксплуатационную 
Определение требуемых параметров
бурового раствора
Плотность
В зависимости от характера
проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут
быть различными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового
раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки
скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения
проявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. Гидростатическое давление
столба бурового раствора в скважине - единственный фактор, благодаря которому
пластовый флюид не прорывается на поверхность во время наращивания бурильной
колонны, спускоподъемных операций, в период отсутствия циркуляции.
Согласно [3], проектные решения по
выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом
раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного
горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной до 1200 м
(интервалов от 0 до 1200 м);
5% для интервалов от 1200 м до
проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может
устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на
горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин
глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин. Это условие
можно записать в виде:
(12)
где k - коэффициент превышения забойного
давления над пластовым;
РПЛ - пластовое давление,
Па;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Н - глубина скважины, м;
ДР - допустимая величина репрессии
на пласт, Па.
Тогда для интервала 10 - 250 м по
формуле (12) рассчитываем:
Окончательно для
интервала 10 - 250 м принимаем плотность бурового раствора с = 1180 кг/м3.
В интервале 250 - 1150
м:
Окончательно для интервала 250 -
1150 м принимаем плотность бурового раствора с = 1400 кг/м3.
В интервале 1150-2500 м:
Окончательно для интервала 1150-2500
м принимаем плотность бурового раствора с = 1290 кг/м3.
Статическое напряжение сдвига
Статическим напряжением сдвига
характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его
способность удерживать шлам во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции.
Статическое напряжение сдвига И, Па,
определяется по формуле:
(13)
где DЧ - эффективный диаметр наиболее крупных частиц, м;
сП - плотность выбуренной
породы, кг/м3;
с - плотность бурового раствора, кг/м3;
m - коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц.
Эффективный диаметр частиц
выбуренной породы приближенно можно оценить по эмпирической формуле:
для долот типа С 
(14)
Принимая коэффициент формы оседающих
в буровом растворе частиц равным 2 [10], а плотность выбуренной породы по
интервалам бурения равной 2500 кг/м3, 2600 кг/м3 и 2850
кг/м3 [1] соответственно, по формулам (13) - (15) определяем:
10 - 250 м 
- 1150 м 
-2500 м 
Показатель фильтрации
Под показателем фильтрации
понимается способность бурового раствора отфильтровывать жидкую фазу в пористую
среду. В процессе бурения при обнажении горных пород в их поры проникает
буровой раствор. Отлагаясь на стенках скважины, твердые частицы раствора
заполняют трещины в горной породе, закупоривают их и образуют пленку,
пронизанную тончайшими капиллярами, через которые в дальнейшем фильтруется
только вода. Глинистые частицы через эти капилляры не проходят, а отлагаются на
стенках скважины, образуя фильтрационную корку. Большая фильтрация воды в
продуктивные горизонты может резко снизить возможные дебиты нефти и газа.
Для улучшения условий разрушения
горных пород долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации
и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо в
непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых песчаников и глин,
слагающих разрез данной скважины, а также при разбуривании продуктивного
горизонта значение показателя фильтрации бурового раствора строго
регламентируется. Практикой бурения проницаемых и склонных к обвалам отложений
установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определенное
по прибору ВМ-6, должно находиться в пределах 3 - 6 см3 за 30 минут.
Условная и пластическая вязкость
Под вязкостью понимается свойство
жидкости оказывать сопротивление внешним силам при перемещении одной части
жидкости относительно другой. Сопротивления, возникающие при движении
промывочной жидкости по трубам, зависят в основном от вязкости бурового
раствора.
Требование к величине вязкости
однозначно - она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости отмечается
положительный всеобщий эффект бурения: снижаются энергетические затраты на
циркуляцию раствора, улучшается очистка забоя за счёт ранней турбулизации
потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую
мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве
скважины.
Отечественный и зарубежный опыт
показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемый на приборе ПВ-5,
не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1400 кг/м3.
Структурную или пластическую
вязкость з, Па·с, на стадии проектирования параметров бурового раствора
ориентировочно определяют по уравнению:
(15)
По формуле (8) определяем
пластическую вязкость:
10 - 250 м 
- 1150 м 
-2500 м 
Динамическое напряжение сдвига
Очистка скважины от шлама
определяется главным образом динамическим напряжением сдвига бурового раствора.
Динамическое напряжение сдвига ф0,
Па, может быть определено из выражения:
(16)
По формуле (16) рассчитываем:
10 - 250 м 
- 1150 м 
-2500 м 
Выбор химических реагентов для
обработки бурового раствора
Для приготовления и химической
обработки гуматного бурового раствора необходимы следующие реагенты:
глинопорошок бентонитовый;
ПУЩР;
сода каустическая;
сода кальцинированная.
Для приготовления и химической
обработки гуматно-лигносульфонатного бурового раствора нужны следующие
реагенты:
глинопорошок бентонитовый;
ПУЩР;
КССБ - 2М;
сода каустическая;
смазывающая добавка ФК - 1
(фосфоцидный концентрат).
Для получения необходимой плотности
раствора и утяжеления его для бурения под эксплуатационную колонну используем
баритовый утяжелитель.
Рецептура обработки бурового
раствора представлена в таблице 8.
Таблица 8 - Рецептура обработки
бурового раствора
|
Наименование химреагентов и материалов
|
Цель применения химреагентов и материалов
|
|
Глинопорошок бентонитовый сорт высший ТУ 39-048-74
|
Приготовление глинистого раствора
|
|
Каустическая сода сорт высший ГОСТ 2263-79
|
Регулятор рН
|
|
ПУЩР ТУ 39-01-247-79
|
Снижение вязкости, фильтрации
|
|
Сода кальцинированная техническая ГОСТ 5100-85
|
Осаждение ионов кальция и магния
|
|
Барит порошкообразный плотностью 4,2 г/см3 ОСТ
39-128-82
|
Утяжеление бурового раствора
|
|
КССБ - 2М ТУ 39-095-75
|
Понизитель вязкости, стабилизатор
|
|
ФК - 1
|
Смазывающая добавка, сохранение коллекторских свойств пласта
|
2.4 Проектировочный
расчет бурильной колонны
Расчет производим в соответствии со
схемой алгоритма проектировочного расчета колонны бурильных труб [6].
Исходные данные
Вид технологической операции -
бурение.
Интервал бурения - 1150-2500 метров.
К началу проведения операции спущена
промежуточная колонна диаметром 245 мм на глубину 1150 метров.
Бурение ведется под эксплуатационную
колонну диаметром 140 мм.
Способ бурения - роторный.
Диаметр долота - 215,9 мм.
Частота вращения - 102 об/мин.
Осевая нагрузка на долото - 15300
кгс (150 кН).
Плотность бурового раствора - 1,29
г./см3.
Условия бурения - нормальные.
Используемый клиновой захват -
ПКР-700.
Расчет компоновки УБТ
Целью расчета является определение
параметров компоновки УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото и
необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения скважин.
Выбор диаметра основной ступени УБТ
произведем с помощью таблицы 3 [6]. При диаметре долота, равном 215,9 мм,
диаметр основной ступени D01 будет равен 178 мм
(УБТС. 2-178). Внутренний диаметр этих труб составляет 80 мм, вес одного метра
равен 156 кгс. По пункту 6.6 [6] эти трубы должны удовлетворять требованию
минимальной жесткости, то есть жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть
не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.
(17)
где D01 - Наружный диаметр основной ступени УБТ, мм;
DОК
- наружный диаметр обсадной колонны, мм;
дОК - толщина
стенки обсадной колонны, мм;
d01
- внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм.
По формуле (17)
рассчитываем
Выбранные трубы имеют
необходимую жесткость.
Диаметр нижней секции
бурильной колонны необходимо принять 127 мм. Для обеспечения плавного перехода
от УБТ к бурильным трубам должно выполняться условие
(18)
где D0n
- наружный диаметр n-ой ступени УБТ, мм;
D1
- наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции, мм.
При применении УБТ
диаметром 178 мм по формуле (18) получаем
Условие (18) не
выполняется, поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой, состоящей из труб
нескольких диаметров, уменьшающихся по направлению к бурильным трубам. Диаметр
последующих ступеней УБТ можно определить из неравенства
(19)
где i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу вверх).
Для второй ступени по
формуле (19) получаем
Данному условию
соответствует УБТ с наружным диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес 1
м 98 кгс или 960,4 Н), причем она обеспечит плавный переход от УБТ к колонне
бурильных труб (условие (18) выполняется). Длину второй ступени (переходной) по
пункту 6.6 [6] выбираем равной 12 м. Длину первой (основной) ступени УБТ l01, м, можно рассчитать по формуле
(20)
где q0i (i = 1, n) - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н;
б - угол наклона профиля скважины на
участке расположения КНБК, рад;
KД - коэффициент нагрузки
на долото;
QД - необходимая нагрузка
на долото, Н;
гЖ - плотность
промывочной жидкости, г/см3;
г0 - плотность материала
УБТ, г/см3;
QЗД - вес забойного
двигателя, Н;
QУ - суммарный вес всех
элементов КБНК, Н;
l0i (i = 2, n) - длина i-ой переходной ступени УБТ, м.
При роторном способе бурения
коэффициент нагрузки на долото равен 1,333; вес забойного двигателя равен нулю.
Так как скважина вертикальная, то угол наклона профиля скважины равен нулю.
Расчет длины основной ступени УБТ проводим при осевой нагрузке на долото 15 кН
(15300 кгс), плотности промывочной жидкости материала УБТ, равных
соответственно 1,29 и 7,85 г./см3. По формуле (20) рассчитываем
Окончательно принимаем
длину основной ступени УБТ равной 148 м. Тогда общий вес УБТ равен 238 кН
(24264 кгс), а общая длина 160 м.
Необходимое число
промежуточных опор m для основной ступени
рассчитываем по формуле
(21)
где а - расстояние между
промежуточными опорами, м.
По таблице 5 [6] определяем,
что при частоте вращения колонны 102 мин -1 расстояние между
промежуточными опорами в колонне УБТ диаметром 178 мм должно быть равно 22,95
м. Тогда по формуле (21) рассчитываем
Моменты затяжки принятых
УБТ при пределе текучести УБТС.2 - 178 равном 65 кгс/мм2 (640 МПа),
УБТ - 146 равном 45 кгс/мм2 (440 МПа) и коэффициенте трения равном
0,13 (графитовая смазка) приведены в табл. 9.
Таблица 9 - Моменты
затяжки УБТ
|
Диаметр УБТ, мм
|
Момент затяжки, кгс·м (Н·м)
|
|
1
|
2
|
|
178
|
3280 - 6500 (32150 - 63700)
|
|
146
|
1520-1930 (11470 - 14600)
|
Расчет колонны бурильных труб
При бурении в 245 мм промежуточной
колонне для компоновки бурильной колонны могут быть использованы бурильные
трубы с наружным диаметром 127 мм (в соответствии с таблицей 1 [6]). Будем
использовать трубы типа ПК (ГОСТ Р 50278 - 92) с толщинами стенок 9 и 13 мм,
групп прочности Д, Е, Л, М. Формируем последовательность труб (табл. 10).
Таблица 10 - Бурильные трубы
|
№ пп
|
Тип БТ
|
Наружный диаметр, мм
|
Толщина стенки, мм
|
Группа прочности материала
|
Тип замкового соединения
|
|
1
|
ПК
|
127
|
9
|
Д
|
ЗП - 162 - 95
|
|
2
|
ПК
|
127
|
9
|
Е
|
ЗП - 162 - 95
|
|
3
|
ПК
|
127
|
9
|
Л
|
ЗП - 162 - 89
|
|
4
|
ПК
|
127
|
9
|
М
|
ЗП - 165 - 83
|
|
5
|
ПК
|
127
|
13
|
Д
|
ЗП - 162 - 89
|
|
6
|
ПК
|
127
|
13
|
Е
|
ЗП - 162 - 89
|
|
7
|
ПК
|
127
|
13
|
Л
|
ЗП - 165 - 76
|
|
8
|
ПК
|
127
|
13
|
М
|
ЗП - 168 - 70
|
Начинаем перебор и проверку
последовательности бурильных труб на соответствие:
наружного диаметра тела трубы;
наружного диаметра замкового
соединения внутренним диаметрам соответствующих ступеней скважины;
комплекса параметров трубы (группа
прочности, толщина стенки, предел выносливости) для нижней (над УБТ) секции
бурильных труб;
расчетных значений запасов прочности
по усталости нормативным значениям;
допускаемого избыточного внутреннего
давления на тело трубы ожидаемому фактическому значению давления.
Перебор продолжаем до нахождения
первой бурильной трубы, соответствующей всем перечисленным требованиям.
Для всех способов бурения
рекомендуется устанавливать над УБТ секцию длиной не менее 250 - 300 м из труб
возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для
плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам). Для роторного
способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ВК,
НК, ПВ, ПН, ПК, импортные бурильные трубы).
Из представленной последовательности
для компоновки первой над УБТ секции бурильных труб подходит труба №5, которая
удовлетворяет также требованиям, предъявляемым к наружным диаметрам тела трубы
и замкового соединения. Проверяем бурильную трубу №5 на соответствие расчетных
запасов прочности по усталости нормативным значениям. Запас прочности по
усталости n рассчитывается по формуле
(22)
где 
-
запас прочности по нормальным напряжениям, вычисляемый в предположении, что
касательные напряжения отсутствуют;
- запас прочности по
касательным напряжениям, вычисляемый в предположении, что нормальные напряжения
равны нулю.
Запас прочности по
нормальным напряжениям, вычисляемый в предположении, что касательные напряжения
отсутствуют, можно рассчитать по формуле
(23)
где 
-
предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба с вращением по данным
испытаний, кгс/мм2 (МПа);
- амплитуда переменных
напряжений изгиба, кгс/мм2 (МПа);
- предел прочности,
кгс/мм2 (МПа);
- постоянное напряжение
от растяжения, кгс/мм2 (МПа).
Амплитуду переменных
напряжений изгиба и постоянное напряжение от растяжения можно найти из
выражений
(24)
(25)
где уИ max - наибольшее напряжение изгиба, кгс/мм2 (МПа);
QР
- растягивающая нагрузка, кгс (Н);
F
- площадь поперечного сечения тела трубы, мм2.
Наибольшее напряжение
изгиба рассчитываем по формуле
(26)
где МИ max - наибольший изгибающий момент, кгс·м (Н·м);
WИ
- осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения, см3.
(27)
где ѓ - стрела прогиба,
мм;
Е - модуль упругости
материала трубы, кгс/мм2 (МПа);
I
- осевой момент инерции сечения трубы, см4;
L
- длина полуволны изогнутой колонны, м.
Длину полуволны
изогнутой колонны определяем из выражения
(28)
где L0 - длина полуволны в нейтральном сечении, м.
(30)
где n - частота вращения долота, мин -1;
q
- приведенный вес одного метра бурильной трубы, кгс (Н).
Стрелу прогиба
рассчитываем по формуле
(31)
где 
-
диаметр скважины, мм;
DЗ
- наружный диаметр бурильного замка, мм.
При прохождении колонной
бурильных труб обсадной колонны диаметром скважины является внутренний диаметр
обсадных труб. Диаметр скважины в открытом стволе можно найти по формуле
(32)
где KK - коэффициент кавернозности.
Растягивающую нагрузку
на бурильную колонну вычисляем по формуле
(33)
где К - коэффициент,
учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и
сил инерции;
QБi - вес i-ой секции компоновки
бурильных труб, кгс (Н);
QКН
- вес компоновки низа бурильной колонны, кгс (Н);
Др - перепад давления в
забойном двигателе и долоте, кгс/мм2 (МПа);
FК
- площадь поперечного сечения канала трубы, мм2.
(34)
(35)
где Q0 - вес компоновки УБТ, кгс (Н);
qi
- приведенный вес 1 м i-ой
секции, кгс (Н);
li
- длина i-ой секции, м.
Запас прочности по
касательным напряжениям, вычисляемый в предположении, что нормальные напряжения
равны нулю, определяют по формуле
(36)
где уТ -
предел текучести материала трубы, кгс/мм2 (МПа);
WК
- полярный момент сопротивления рассматриваемого сечения, см3;
МК - крутящий
момент, кгс·м (Н·м).
Крутящий момент
рассчитывают по формуле
(37)
где Кф -
коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного
состояния трубы;
уР -
напряжение растяжения в теле трубы, кгс/мм2 (МПа).
(38)
При рассмотрении
нейтрального сечения колонны (над УБТ) касательные напряжения малы, поэтому
расчет на сопротивление усталости можно производить только по нормальным
напряжениям (n = nу;
L = L0;
).
Принимая коэффициент кавернозности равным 1,1; наружный диаметр бурильного
замка равным 162 мм; приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 40,6 кгс (398
Н); осевой момент инерции сечения трубы равным 753,9 см4; модуль
упругости материала трубы равным 2,1·104 кгс/мм2 (20,6·104
МПа); осевой момент сопротивления сечения равным 118,7 см3; предел
выносливости бурильных труб равным 13,5 кгс/мм2 (132 МПа) и предел
прочности при растяжении равным 65 кгс/мм2 (637 МПа) по формулам
(32) - (26) рассчитываем
что больше нормативного n = 1,50.
Предельное
(соответствующее пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление рТ,
кгс/мм2 (МПа), рассчитываем по формуле
(39)
где д - толщина стенки
трубы, мм;
DT
- номинальный диаметр трубы, мм.
Принимая предел
текучести материала трубы равным 38 кгс/мм2 (373 МПа) по формуле
(39) рассчитываем
Допускаемое внутреннее
давление рВ, МПа, на тело трубы составляет
(40)
где n - нормативный запас прочности при воздействии на трубу
избыточного внутреннего давления.
Нормативный запас
прочности при воздействии избыточного внутреннего давления составляет 1,15.
Подставляя вместо допускаемого внутреннего давления давление бурового раствора,
равное 2,5 кгс/мм2 (24,5 МПа), по формуле (40) рассчитываем
Таким образом, бурильная
труба №5 удовлетворяет всем требованиям. В связи с тем, что длина нижней секции
бурильных труб задана и равна 250 м, проверим эту секцию на статическую
прочность в верхнем сечении. Для этого определим эквивалентное напряжение уЭ,
кгс/мм2 (МПа), и сравним его с допускаемым напряжением [у], кгс/мм2
(МПа).
уЭ<[у],
(41)
уЭ=1,04·уP, (42)
[у]=уТ/n, (43)
где n - нормативный коэффициент запаса прочности.
Принимая перепад
давления на долоте равным 1 кгс/мм2 (9,8 МПа); коэффициент,
учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и
сил инерции равным 1,15; площадь поперечного сечения канала равной 8107 мм2;
площадь поперечного сечения трубы равной 4560 мм2 по формулам (35) -
(33) и (43) - (41) рассчитываем
[у] = 38/1,5 = 25,3
кгс/мм2 = 247,9 МПа,
уЭ = 1,04·9 =
9,36 кгс/мм2 = 91,7 МПа,
,36 кгс/мм2
< 25,3 кгс/мм2
условие выполняется,
значит, данная труба подходит для компоновки нижней секции бурильных труб.
Для компоновки второй
секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба удовлетворяет условиям по
наружному диаметру тела трубы и замкового соединения. Проверим ее на
соответствие избыточному внутреннему давлению по формулам (38) и (39)
Данная труба имеет
наименьшее допускаемое избыточное внутреннее давление из всех труб,
представленных для проектирования. В связи с тем, что это давление выше
действующего и все остальные трубы соответствуют по диаметру тела и замкового
соединения, то в дальнейших расчетах необходимо проверять трубы только на
сопротивление усталости. Для этого, принимая приведенный вес 1 м бурильной
трубы равным 31,22 кгс (306 Н); наружный диаметр бурильного замка равным 162
мм; осевой момент инерции сечения трубы равным 594,2 см4; осевой
момент сопротивления сечения равным 93,57 см3; модуль упругости
материала трубы равным 2,1·104 кгс/мм2 (20,6·104
МПа); предел выносливости бурильных труб равным 13,5 кгс/мм2 (132
МПа) и предел прочности при растяжении равным 65 кгс/мм2 (637 МПа)
площадь поперечного сечения канала равной 9263 мм2 и площадь
поперечного сечения трубы равной 3405 мм2 по формулам (32) - (29)
вычисляем
Для процесса бурения в
том случае, когда вся нагрузка на долото создается за счет веса компоновки низа
бурильной колонны, растягивающую нагрузку на бурильную колонну определяют по
формуле (33) при следующих условиях К = 1,0; QКН
= 0 и Др·FК = 0. Тогда по формулам (33) и (28) - (23) рассчитываем
что больше нормативного n = 1,50.
Для определения
допустимой длины секции воспользуемся формулой
(44)
где QP max - максимальная
растягивающая нагрузка на тело трубы, кгс (Н);
Кф - коэффициент влияния
касательных напряжений на напряженное состояние трубы.
Максимальную растягивающую нагрузку
на тело трубы можно определить из выражения
(45)
где n - нормативный коэффициент запаса.
Принимая для роторного
бурения коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние
трубы равным 1,04, по формулам (45) и (44) рассчитываем
Общая длина
скомпонованной части бурильной колонны равна 1763 м. Оставшаяся для компоновки
длина составляет 737 м.
Для дальнейшей
компоновки бурильной колонны рассмотрим трубу №2. Принимая коэффициент, учитывающий
влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы, равным
1,04; приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 31,22 кгс (306 Н); наружный
диаметр бурильного замка равным 162 мм; осевой момент инерции сечения трубы
равным 594,2 см4; осевой момент сопротивления сечения равным 93,57
см3; предел выносливости бурильных труб равным 11 кгс/мм2
(108 МПа); предел текучести материала трубы равным 55 кгс/мм2 (539
МПа); предел прочности при растяжении равным 75 кгс/мм2 (735 МПа);
площадь поперечного сечения канала равной 9263 мм2; площадь
поперечного сечения трубы равной 3405 мм2 по формулам (37) - (22)
рассчитываем
что больше нормативного n = 1,50.
Допустимую длину третьей
секции определяем по формулам (44) и (45)
Общая длина
скомпонованной части бурильной колонны равна 3000 м. Таким образом, в результате
проведенного расчета, бурильная колонна скомпонована полностью.
Расчет замковых соединений
Проведем расчет замковых соединений.
Наиболее нагруженными являются замковые соединения бурильных труб,
расположенных на устье скважины. Для проверки замковых соединений по формулам
(38), (37), (34) и (33) рассчитываем
Наибольшее допускаемое
значение осевой нагрузки Рmax,
кН (тс), воспринимаемой замковым соединением, определяем при запасе прочности
1,5 и коэффициенте трения в резьбе 0,1. Согласно приложению 23 [6] для ЗП - 162
- 95 наибольшее значение осевой нагрузки для данных условий составляет 2066 кН
(210,6 тс), что значительно превышает действующую нагрузку.
При произвольном
значении растягивающей нагрузки, меньшем, чем допустимое значение, за
допускаемый крутящий момент принимают меньшее значение 
,
кгс·м (Н·м), определяемое из условий обеспечения прочности ниппеля (i = 1) и муфты (i
= 2)
(46)
(47)
где А1, А2
и л - расчетные геометрические параметры, мм;
Q1
и Q2 - предельные нагрузки, кгс (Н);
n1
и n2 - коэффициенты запаса прочности.
Принимая значения
запасов прочности равными 1,5 и параметры замкового соединения из приложения 20
[6], рассчитываем по формулам (46) и (47)
Наименьшее значение,
соответствующее 
,
выше действующего крутящего момента.
Проверим условие по
возможности довинчивания замкового соединения. Если при нагружении замкового
соединения крутящим моментом и растягивающей нагрузкой окажется, что
МК>МЗТ+л·QР, (48)
где МЗТ -
крутящий момент свинчивания, кгс·м (Н·м),
то произойдет
довинчивание соединения.
Принимая момент
свинчивания равным 1920 кгс·м (18835 Н·м) по формуле (48) рассчитываем
,06 < 18835 +
(-0,78)·1029,4 = 18794 Н·м (1917,8 кгс·м).
Таким образом,
комбинация действующих нагрузки и крутящего момента является допустимой для
наиболее нагруженного верхнего сечения бурильной колонны и эти нагрузки в
сочетании не вызывают довинчивание замкового соединения. Моменты затяжки для
замковых соединений приведены в табл. 11.
Таблица 11 - Моменты
свинчивания замковых соединений
|
Тип замкового соединения
|
Крутящий момент свинчивания, кгс·м (Н·м)
|
|
1
|
2
|
|
ЗП - 162 - 89
|
2130 (20895)
|
|
ЗП - 162 - 95
|
1920 (18835)
|
Расчет наиболее допускаемых глубин
спуска секций бурильной колонны в клиновом захвате
Проведем расчет наибольших
допускаемых глубин спуска lKm, м, секций бурильной
колонны в клиновом захвате.
(49)
где QCTK - предельная
растягивающая нагрузка на тело трубы в захвате, кгс (Н); n - коэффициент запаса прочности в клиновом захвате.
Предельную осевую
растягивающую нагрузку можно определить по формуле
(50)
где 
-
предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата,
равном единице, кгс (Н);
С - коэффициент охвата.
Принимая коэффициент
запаса прочности в клиновом захвате равным 1,15; коэффициент охвата клинового
захвата равным 0,9; длину клина 300 мм и предельные растягивающие нагрузки в
клиновом захвате по приложению 14 [6]
по формулам (49) и (50) рассчитываем для всех секций бурильных труб
что значительно больше
длины первой секции бурильных труб, равной 250 м.
что больше длины второй
секции бурильных труб, равной 1353 м.
что больше длины третьей
секции бурильных труб, равной 737 м.
Таким образом, вся
спроектированная бурильная колонна может быть спущена до глубины 2500 м с
использованием клинового захвата ПКР - 700.
Результаты расчета
бурильной колонны
Результаты расчета
компоновки бурильной колонны приведены в таблице 12.
Таблица 12 - Конструкция
бурильной колонны (секции указаны снизу - вверх)
|
№ пп
|
Тип трубы
|
Размеры, мм
|
Группа прочности
|
Длина секции, м
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
1
|
УБТС.2
|
178х80
|
|
148
|
|
2
|
УБТ
|
146х74
|
|
12
|
|
3
|
ТБПК
|
127х13
|
Д
|
250
|
|
4
|
ТБПК
|
127х9
|
Д
|
1353
|
|
5
|
ТБПК
|
127х9
|
Е
|
737
|
2.5 Составление
гидравлической программы бурения
Выбор плотности бурового раствора
Необходимую плотность бурового
раствора с, кг/м3, определяем по формуле:
(51)
где РПЛ -
пластовое давление, Па;
КР - коэффициент
репрессии;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
LК - глубина залегания
кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины,
м;
ДР - превышение забойного давления
над пластовым, Па.
В соответствии с [3], принимаем
коэффициент репрессии равным 1,05 и превышение забойного давления над пластовым
равным 2,5 ч 3 МПа, по формуле (51) рассчитываем:
Для дальнейших расчетов
принимаем с = 1290 кг/м3.
Выбор реологических
характеристик бурового раствора
На стадии проектирования
допускается ориентировочное определение параметров бурового раствора по
различным регрессионным уравнениям:
(52)
(53)
где з - структурная
вязкость, Па·с;
ф0 - динамическое
напряжение сдвига, Па.
Подставляя плотность бурового
раствора, по формулам (52) и (53) получаем:
Определение технологически
необходимого расхода бурового раствора
Технологически необходимый расход QЗ, м3/с, для удовлетворительной очистки забоя скважины
составит:
(54)
где q - удельный расход бурового раствора, м3/с;
FЗ - площадь забоя по
номинальному диаметру долота, м2.
Принимая удельный расход бурового
раствора 0,6 м3/с, по (54) определяем:
Определим технологически желательный
расход QКП, м3/с,
исходя из условия очистки кольцевого пространства, т.е. выноса шлама на
поверхность по формуле:
(55)
где FКПСР - среднее значение
площади кольцевого пространства, м2;
хКП - средняя скорость
потока, которая обеспечивает вынос шлама, м/с.
Средняя скорость потока бурового
раствора представляется в виде двух скоростей:
(56)
где хПР -
скорость проскальзывания частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;
хТР -
скорость транспорта, м/с.
Скорость равномерного падения
(проскальзывания) частицы в жидкости определяется по формуле:
(57)
где Re - число Рейнольдса;
dЧ - эквивалентный диаметр
частицы шлама, м.
Предварительно определим размер
частицы шлама, который при бурении долотами типа С равен:
(58)
где DД - диаметр долота, м.
По формуле (58)
вычисляем:
Определим режим течения жидкости,
для чего предварительно найдем критическое число Рейнольдса ReКР, число Хедстрема Не, число Архимеда Аr и число Рейнольдса Re по следующим формулам:
(59)
(60)
(61)
(62)
где сЧ -
плотность разбуриваемой породы, кг/м3.
По формулам (59) - (62)
рассчитываем:
Т.к. Re < ReКР,
то режим течения структурный и скорость проскальзывания частиц шлама
рассчитываться по формуле (57):
Скорость транспорта
можно вычислить по формуле:
(63)
где DС - диаметр скважины, м;
dН - наружный диаметр
бурильных труб, м;
хМ - механическая
скорость бурения, м/ч;
С - допустимое значение концентрации
шлама в кольцевом пространстве.
По формуле (63) вычисляем:
Тогда среднюю скорость
потока определяем по формуле (56):
Определим скорость
потока бурового раствора еще по двум формулам:
(64)
(65)
По формулам (64) и (65)
рассчитываем:
Принимая скорость потока
бурового раствора максимальной из рассчитанных: хКП = 0,9 м/с,
определяем расход бурового раствора по формуле (55):
Расход 0,021 м3/с
удовлетворяет всем технологическим требованиям.
Найдем теоретическую подачу насоса QТ, м3/с, по формуле:
(66)
где m - количество одновременно
работающих насосов;
КП - коэффициент подачи.
Коэффициент подачи можно определить
по формуле:
(67)
По формулам (66) и (67)
рассчитываем:
Такой расход будет
обеспечен при работе одного насоса УНБТ - 950А, оснащенного втулками 170 мм (РН
= 21 МПа).
Рабочее давление насоса:
Окончательно для
дальнейших расчетов принимаем расход раствора:
Оценка возможности гидроразрыва
Оценим возможность гидроразрыва с
наименьшим значением давления гидроразрыва горных пород в рассчитываемом
интервале бурения (Ргидр = 48 МПа), по формуле:
(68)
где РПОГЛ -
давление гидроразрыва горных пород, Па;
РКП - потери давления при
циркуляции бурового раствора, Па;
ц - содержание жидкости в
шламожидкостном потоке;
LП - глубина залегания
подошвы пласта от устья, м.
Содержание жидкости в
шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей можно определить по
формуле:
(69)
Найдем потери давления при
циркуляции бурового раствора в кольцевом пространстве S(DРКП), Па. Для
этого необходимо определить режим течения жидкости, путем определения
критического числа Рейнольдса ReКР и числа Рейнольдса для
кольцевого пространства ReКП по формулам:
(70)
(71)
(72)
По формулам (72) - (70)
рассчитываем:
Интервал 0 - 1150 м:
(обсаженный ствол за БТ)
т.к. ReКП < ReКР, то режим течения
структурный.
Аналогичным образом определяем
режимы течения бурового раствора для других интервалов. Результаты расчетов
приведены в табл. 13.
Таблица 13 - Режимы течения бурового
раствора по интервалам
|
Интервал, м
|
Кольцевое пространство
|
|
Не
|
ReКП
|
ReКР
|
Режим течения
|
|
0 - 1150 (обсаженный ствол за БТ)
|
1,15·105
|
5103
|
8388
|
структурный
|
|
1150-2352 (открытый ствол за БТ)
|
1·105
|
5215
|
7898
|
структурный
|
|
2352-2500 (открытый ствол за УБТ)
|
0,17·105
|
4545
|
4175
|
турбулентный
|
Определяем потери давления по
интервалам. При структурном (ламинарном) режиме потери давления РКПГЛ,
Па, при течении глинистого раствора определяются:
(73)
где l - длина интервала определения потерь давления, м;
вКП -
коэффициент, определяемый по графику (рис. 1), в зависимости от числа
Сен-Венана-Ильюшина, которое определяется по формуле:
(74)
Рисунок 1 - Кривые зависимости b = b(Sen) для труб круглого (1) и кольцевого (2) поперечного сечения
По формуле (74) для участков со
структурным режимом течения вычисляем:
По графику зависимости b = b(Sen) для труб кольцевого поперечного сечения (рис. 1) определяем
параметр bКП: для течения жидкости в кольцевом пространстве за бурильными
трубами в обсаженном стволе bКП = 0,52; за бурильными трубами в открытом стволе bКП = 0,50.
Тогда по формуле (73) рассчитываем:
При турбулентном режиме потери
давления при течении глинистого раствора определяются по формуле:
(75)
где лКП -
коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве, который
может быть найден из выражения:
(76)
где kЭ - эквивалентная шероховатость, м.
Эквивалентная шероховатость в
обсаженном стволе и бурильных трубах 3·10 -4 м, а в открытом стволе
3·10 -3 м. Тогда по формулам (76) и (75) рассчитываем:
Потери давления на местных
сопротивлениях определяются по формуле:
(77)
где оКП -
коэффициент местного сопротивления;
lТ - средняя длина трубы в
данной секции, м.
Коэффициент местных сопротивлений
для замков бурильных труб рассчитывается по формуле:
(78)
где dЗ - наружный диаметр замка, м.
Подставляя диаметры
замка, по формуле (78) рассчитываем:
Обсаженный ствол:
Открытый ствол:
Определяем потери
давления по формуле (77):
Суммарные потери давления в
кольцевом пространстве:
РКП = 0,34 + 0,4 + 0,54 +
0,012 + 0,006 + 0,026 = 1,34 МПа.
Оценим возможность гидроразрыва
пласта по формулам (69) и (68):
Принятая плотность 1290 < 2180
кг/м3. Поглощение исключено.
Определение потерь давления во
внутритрубном пространстве
Для определения потерь давления
внутри бурильных труб найдем значения критического и действительного чисел
Рейнольдса по формулам:
(79)
(80)
где dТ - внутренний диаметр труб, м.
По формулам (79) и (80) определяем:
1 и 2 секции БТ
секция БТ 
УБТ 
Во всей колонне
бурильных труб действительные числа Рейнольдса больше критических ReТ > ReКРТ,
следовательно режим течения турбулентный и потери давления определяются по
формуле Дарси - Вейсбаха:
(81)
где лТ -
коэффициент гидравлического сопротивления в трубах, рассчитываемый:
(82)
По формулам (82) и (81)
рассчитываем:
и 2 секции БТ 
секция БТ 
УБТ 
Так как бурильные трубы с
приваренными замками, то потери давления в них незначительны, и ими можно
пренебречь.
Потери в наземной обвязке Р//ОБВ,
Па, определяем по формуле:
(83)
где бС -
коэффициент гидравлических сопротивлений в стояке;
бШ - коэффициент
гидравлических сопротивлений в буровом рукаве;
бВ - коэффициент
гидравлических сопротивлений в вертлюге;
бК - коэффициент
гидравлических сопротивлений в ведущей трубе.
Подставляя соответствующие значения
коэффициентов гидравлических сопротивлений, по формуле (83) рассчитываем:
Программа оснащения
гидромониторных долот насадками
Резерв давления, который может быть
реализован на долоте, составит:
(84)
где УР - суммарные
потери давления, Па.
Суммарные потери давления можно
определить по формуле:
(85)
По формулам (85) и (84)
рассчитываем:
Суммарные потери
давления на глубине 1150 м составляют 7,9 МПа. По полученным значениям давлений
вычерчиваем график изменения резерва давления по длине интервала бурения (рис.
2). Интервал бурения разобьем на два: 1150-1800 м и 1800-2500 м. Резервы
давления, которые могут быть реализованы на долоте, в этих интервалах составят
14,7 и 12,2 МПа соответственно
Рисунок 2 - Изменение
резерва давления по длине интервала
Диаметр насадок dН, м, можно определить по формуле:
(86)
где z - количество насадок;
м - коэффициент расхода.
Принимая коэффициент расхода равным
0,92, по формуле (86) рассчитываем:
По полученным значениям
диаметров определяем суммарную площадь трех насадок:
Для первого интервала
выбираем две насадки №10 (диаметр 7,9 мм) и одну насадку №11 (диаметр 8,7 мм),
с суммарной площадью 157,4 мм2. Для второго интервала выбираем одну
насадку №10 (диаметр 7,9 мм) и две насадки №11 (диаметр 8,7 мм), с суммарной
площадью 167,8 мм2.
2.6 Выбор комплектной
буровой установки
По [3] выбор буровой установки должен
производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок
при спуске наиболее тяжелых бурильных и обсадных колонн, а также при ликвидации
аварий не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке»
выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной
расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн
не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке».
Выбор проводим по наибольшей из указанных нагрузок.
Вес наиболее тяжелой из обсадных
колонн составляет 658560 Н (в соответствии с [1]), вес бурильной колонны в
воздухе равен 738918 Н.
По условной глубине бурения в
соответствие с [5] выбираем буровую установку БУ3200/200 ЭУ - 1М.
Грузоподъемность данной установки составляет 2000 кН. Проверяем установку по
грузоподъемности, для этого рассчитываем
Н < 0,6·2000000 = 1200000 Н,
Н < 0,9·2000000 = 1800000 Н.
Таким образом, выбранная установка
удовлетворяет всем требованиям. Оборудование, входящее в состав буровой
установки, представлено в табл. 13.
Таблица 14 - Комплектность буровой
установки
|
Оборудование
|
Шифр
|
|
Лебедка
|
ЛБУ22 - 720
|
|
Насос
|
УНБТ - 950А
|
|
Ротор
|
Р - 700
|
|
Кронблок
|
УКБА - 6 - 250
|
|
Талевый блок
|
УТБА - 5 - 200
|
|
Вертлюг
|
УВ - 250МА
|
|
Вышка
|
ВМА - 45х200 - 1
|
|
Циркуляционная система
|
ЦС3200 -1М
|
3.
Организационно-экономический раздел
.1
Организационно-производственная структура бурового предприятия
Основу деятельности
каждого промышленного предприятия составляет производственный
процесс-совокупность взаимосвязанных процессов труда и естественных процессов,
направленных на преобразование предмета труда в продукт труда.
Производственный
процесс строительства нефтяной или газовой скважины делится на следующие
частичные процессы: подготовительные работы к строительству скважины,
сооружение вышки, монтаж бурового оборудования, подготовительные работы к
бурению, проходка скважины, испытание скважины на продуктивность, демонтаж
оборудования, транспортировка буровой установки.
Бурение относится к
капитальному строительству, создающему наиболее важную часть основных
производительных фондов в нефтегазодобыче. Строительство скважины сопряжено с
большим объемом работ по проведению глубоких горных выработок. Это определяет
отличительные особенности предметов труда в бурении. Помимо таких элементов,
как обсадные трубы, цемент, в их состав входят горные породы, преграждающие
доступ к полезным ископаемым. Их разрушение и извлечение из скважины требуют
применения специального оборудования и сложной технологии ведения буровых
работ. К главнейшим из средств труда, непосредственно используемых в процессе
строительства скважин, относят буровое и силовое оборудование, буровой
инструмент (бурильные трубы, долота), спуско-подъемное оборудование и
инструмент, ловильный инструмент, объекты малой механизации и транспортные
средства.
При строительстве
скважин основной процесс - проходка ствола скважин осуществляется с поверхности
земли без непосредственного доступа человека к забою, находящемуся на большой
глубине. Это обуславливает применение особых технических средств и
технологических методов, которые обеспечивали бы бурение скважин в точно
заданном направлении, надежный контроль за работой породоразрушающего
инструмента и забойного двигателя, доставку этих механизмов к забою и обратно.
Особенность технологии проходки скважин состоит в том, что она не остается
стабильной. Для эффективного бурения технологические параметры (нагрузка на
долото, количество и качество промывочной жидкости, частота вращения
инструмента) должны корректироваться, т.е. поддерживаться оптимальными при
росте глубины скважины и изменении геологических характеристик проходимых
пород. Не остаются неизменными также размер и тип долот.
Состав и специфика
работ по строительству скважин определяют особенности производственной
структуры буровых предприятий, структуры и профессионального состава кадров.
Важной особенностью
процесса строительства скважин является его подвижность, которая обусловлена
технологией разведки и разбуривания нефтяных месторождений. Фронт буровых работ
перемещается с одних площадей на другие, а в пределах месторождения - от одной
скважино-точки к другой.
Периодическое
движение буровых работ с площади на площадь вызывает необходимость
реорганизации буровых предприятий, их перебазирования из одного района бурения
в другой. В новых районах, как правило, заново создаются производственные
объекты, складское хозяйство, жилье и бытовые комплексы. Переходной период
длится 2-3 года. При этом даже передовые предприятия, добившиеся на прежних
площадях хороших результатов, значительно снижают темпы строительства скважин.
Производственная
структура предприятия зависит от форм и методов организации производственных
процессов и, прежде всего, от уровня их концентрации, специализации,
кооперирования и комбинирования.
Под
производственной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных
подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними.
Организационно-производственная
структура бурового предприятия на Коринской площади представляет собой
Ставропольское управление буровых и ремонтно-восстановительных работ.
Организационная
структура СУБ и РВР представлена на рисунке 3.
Общее и
административное руководство предприятием осуществляет руководитель - директор
управления. Он организует работу управления и координирует действия
заместителей начальника управления, направляет работу предприятия по
производству продукции, внедрению новой и совершенствованию действующей
техники, технологии и организации производства, определяет пути и методы выполнения
задания по бурению и креплению скважин, содействует своевременному обеспечению
производства необходимыми материально-техническими средствами и обеспечивает
выполнение плана работ по ремонту скважин, повышению эффективности производства
и качества работ. Руководитель осуществляет планирование производства,
материально-технического снабжения, финансирования, капитального строительства
на основе Устава предприятия.
Важнейшая работа по
управлению - организация непосредственно производства и техническое руководство
по усовершенствованию техники и технологии. Ее осуществляет служба главного
инженера. Главный инженер - первый заместитель начальника управления и наравне
с ним отвечает за правильное производственно-техническое руководство. Главный
инженер возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на
предприятии, обеспечивает выполнение качественных ремонтов скважин,
осуществляет техническое и технологическое руководство деятельностью
подразделений, определяет основные задачи, направляет деятельность и
осуществляет контроль за работой отделов и служб (ПТО, ОТиТБ, ЛГР, ТО),
руководит постоянно действующими комиссиями по безопасности труда, по
аттестации и рационализации рабочих мест.
Рисунок 3 -
Организационная структура СУБ и РВР
Главной задачей ПТО
является разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков,
составление документации на планово-предупредительное, материально-техническое
обеспечение производственных объектов, разработка и внедрение прогрессивной
технологии строительства скважин, ремонта и освоения скважин, направленной на
повышение производительности труда и улучшение технико-экономических
показателей бурения, ремонта и освоения скважин. ПТО работает в тесном контакте
с центральной инженерно-технологической службой (ЦИТС).
Центральная
инженерно-технологическая служба возглавляет выполнение запланированных заданий
по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а
также по аварийным заявкам.
Основная задача
технологического отдела разработка и внедрение прогрессивной технологии
строительства скважин, анализ режимов бурения и технологии.
Особые функции в
управлении производством буровых предприятий выполняет геологический отдел,
подчиняющийся главному геологу - второму заместителю начальника управления.
Главный геолог обеспечивает выбор и обоснование основных направлений
поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе
бурения, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, оценку нефтегазоносности
разбуриваемых площадей, выдачу достоверных исходных данных для составления
технических планов на ремонт скважин, принимает участие в разработке
перспективных годовых планов, месячных графиков по ремонту скважин. Анализирует
информацию по производству ремонтных работ и, при необходимости, принимает меры
по повышению качества ремонта скважин.
Обеспечение
бесперебойной и качественной работы оборудования осуществляет главный механик.
Он обеспечивает контроль и текущее обслуживание оборудования, планирует графики
планово-предупредительного ремонта, разрабатывает наиболее совершенные методы
проведения ремонтных работ, а также нормы времени на отдельные виды ремонтных
работ. Главныи механик обеспечивает руководство механо-энергетического отдела в
состав которого входят прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и
трубопроводов (ПРЦБО и Т), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и
электроснабжения (ПРЦЭ и Э).
Главный энергетик
отвечает за бесперебойное обеспечение производственных объектов энергией и
ремонт энергетического оборудования, разрабатывает мероприятия по снижению норм
расхода энергии, организует контроль и наблюдение за работой
энергооборудования, энергосетей и их ремонт. Ему подчиняется вышко-монтажный
цех (ВМЦ) в состав которого входят бригада электромонтеров и бригада ремонта
связи.
Отдел труда и
техники безопасности должен обеспечить создание четкой системы организации
работы в области охраны труда и техники безопасности, проведение
профилактических мероприятий, направленных на предотвращение травматизма,
аварий и пожаров, сбор и анализ информации о состоянии охраны труда, разработке
по результатам анализа эффективных мероприятий.
Экономические
службы предприятия возглавляет заместитель директора по экономике, который
осуществляет руководство работами по анализу производственно-хозяйственной
деятельности предприятия по наиболее полному и целесообразному использованию
материальных, трудовых и денежных ресурсов. Ему подчиняется отдел планирования,
организации труда и заработной платы (ОПОТ иЗ). Этот отдел осуществляет
руководство работой по экономическому планированию в управлению в управлении,
направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление
и использование резервов производства с целью достижения наибольшей
экономической эффективности и т.д.
Заместитель
директора по общим вопросам отвечает за всю административно-хозяйственную
работу, включая вопросы материально-технического обеспечения, жилищно-бытового,
транспортного обслуживания, ремонта административных и жилищных помещений. Ему
подчиняются следующие отделы: автотракторная колонна (АТК),
административно-хозяйственный отдел (АХО), отдел материально-технического
снабжения (ОМТС), склад.
Основным
структурным производственным подразделением предприятия является цех -
административно-обособленное подразделение, призванное выполнять определенную
работу - бурение скважин. К основным цехам относится цех по бурению и
капитальному ремонту скважин (ЦБ и КРС).
Бесперебойная
работа предприятия во многом зависит не только от правильной технической
эксплуатации оборудования, но и систематического ремонта. Организация ремонта
должна обеспечивать нормальную работоспособность оборудования и сокращать
затраты труда, средства и время на ремонтные работы.
Для правильной организации
ремонтных работ необходимо знать не только виды ремонтов и их периодичность по
системе ГШР, но и их объем работ. Объем ремонта оборудования зависит от
категории его сложности, которая определяется отношением трудоемкости его
ремонта и трудоемкости машины-эталона.
Трудоемкость
ремонта оборудования определяют исходя из нормативов остановок на ремонт и
утвержденного штата ремонтной бригады.
Введение системы
ППР на предприятии требует соответствующей технологической и организационной
подготовки, которая включает: проведение учета и паспортизации всего
оборудования, определение категорий сложности ремонта для всех видов
оборудования, составление спецификации запасных частей и установление норм
запаса их, разработка рациональных технологических процессов ремонта
оборудования и технически обоснованных норм на ремонтные работы.
Для проведения
системы ППР, капитального ремонта скважин были организованы цеха капитального и
поземного ремонта скважин (ЦК и ПРС), в состав которых входят бригады
подземного и капитального ремонта скважин.
.2
Система основных технико-экономических показателей работы бурового предприятия
Для оценки
результатов деятельности бурового предприятия используется система
технико-экономических показателей. Эти показатели характеризуют различные
стороны деятельности предприятия: объемы и темпы буровых работ, экономические
результаты работы, использование времени при строительстве скважины.
Различают
количественные и качественные показатели.
Количественные
показатели характеризуют объемные величины. В бурении скважин к ним относятся:
проходка (в метрах)
по целям бурения: эксплуатационное и разведочное (является основой при расчете
скоростей бурения, себестоимости 1 м. проходки, производительности труда);
- количество
скважин, начатых бурением;
количество скважин
законченных бурением и строительством;
станко-месяцы
(бурения, испытания, цикла строительства скважин);
численность
рабочих.
Качественные
показатели характеризуют эффективность использования материальных и трудовых
ресурсов предприятия. К качественным показателям относятся следующие
технико-экономические показатели.
. механическая
скорость бурения Vm характеризует проходку на долото в метрах по скважине за время
работы долота на забое tM в часах.
Vm = Н/ tM (89)
Этот показатель
характеризует интенсивность разрушения пород, которая зависит от типа
породоразрушающего инструмента и качества егс изготовления, технологии бурения
и зависит от природных условий бурения типа модели и размера долота и забойного
двигателя, режима бурения, квалификации буровой бригады.
. Рейсовая скорость
бурения Vp характеризует отношение проходки по скважине в метрах к суммарным
затратам времени на механическое бурение tM и спуско-подъемным операциям tcn.
Vp=Н/(tM + tcn) (90)
Этот показатель
характеризует эффективность работы буровой бригады и оборудования в процессе
разрушения горных пород, темп углубления скважины в единицу времени и зависит
от природных условий бурения, глубины забоя, режима бурения, квалификации
буровой бригады, выбора долот, техники спуско-подъемных операций.
3. Техническая
скорость бурения Vt характеризует отношение проходки по скважине в метрах к суммарным
затратам времени на выполнение технически необходимых видов работ tпp в станко-месяцах.
Vt = H/tпp (91)
Этот показатель
характеризует эффективность производства всего комплекса работ по бурению
скважин, исключает влияние непроизводительных работ и остановок и поэтому
используется для сравнительной оценки технических возможностей разных способов
и видов бурения и выявления резервов роста скоростей бурения.
4. Коммерческая
скорость Vk характеризует отношение проходки по скважине или группе скважин в
метрах к общим затратам времени на бурение этих скважин tg в станко-месяцах.
Vk = H/tб (92)
В общие затраты
времени tб включаются затраты на
выполнение не только технически необходимых работ, но и работ по ликвидации
аварий, не предусмотренных планом ремонтных работ, потери времени по
организационным и другим причинам.
Этот показатель
дает характеристику уровня техники, технологии и организации работ не всего
цикла строительства скважины, а лишь бурения и имеет исключительное значение
для оценки работы буровых бригад и буровогопредприятия в целом, т.е. является
обобщающим показателем, характеризующим эффективность всего процесса буровых
работ.
Повышение
коммерческой скорости бурения требует сокращения производительного времени
бурения, а также сокращения и ликвидации непроизводительного времени.
Важными факторами
повышения коммерческой скорости бурения являются упрощение и облегчение
конструкций скважин, механизация и автоматизация спуско-подъемных операций,
совершенствование техники и технологии бурения.
5. Цикловая
скорость бурения Уц характеризует эффективность использования времени всего
цикла работ по строительству скважин и определяется отношением проходки по
скважине в метрах к соответствующим затратам времени по всему циклу их
строительства tn в станко-месяцах.
VЦ = Н/tЦ (93)
Рост цикловой
скорости бурения определяет сокращение необходимого парка буровых установок,
повышение производительности труда, снижение себестоимости и улучшение других
экономических показателей.
Повышение цикловой
скорости бурения требует общего совершенствования техники, технологии и
организации буровых работ на всех этапах цикла строительства скважин.
6. Проходка на
долото - показатель характеризующий глубину бурения породы одним долотом при
условии полной его отработки, в метрах. Средняя проходка на долото определяется
делением суммарной проходки Н пробуренной группой долот на число отработанных
долот п.
hcp = Н/n (94)
Среднюю проходку
определяют по типам долот, интервалам бурения скважины.
7. Расход обсадных
труб на 1 м. проходки характеризует отношение массы обсадных труб к проходке.
q = ∑Q/H (95)
Снижение расхода
металла на 1 м. проходки труб достигается в результате облегчения и упрощения
конструкции скважины, применения обсадных труб уменьшенных диаметров и
тонкостенных высокопрочных труб, развития бурения скважин уменьшенного
диаметра, предотвращения спуска колонн в непродуктивные разведочные скважины.
8.
Производительность труда характеризует количество продукции, выработанной одним
работающим (или рабочим) в единицу времени, или количество рабочего времени,
затрачиваемого на производство единицы продукции.
В бурении
производительность труда выражается следующими показателями
а) проходка в
метрах на одного работающего (или рабочего, либо рабочего буровой бригады) в
единицу времени (год, месяц).
Пм = Н/К, (96)
где К -
среднесписочное число работающих.
Являясь одним из
основных показателей, он не учитывает вышкомонтажных работ, работ по испытанию
на приток нефти и газа, а также различную трудоемкость 1 м.
б) Выработка в
рублях на одного работающего (в сметных ценах).
Псм = Ссм/К, (97)
где Сем - сметная
стоимость выполненного объема буровых работ в руб.
Этот показатель
достаточно полно отражает трудоемкость буровых работ, но его широкое
использование ограничивается рядом условий (отсутствие к началу планируемого
периода проектно-сметной документации, изменение цен).
в) Проходка на
буровую бригаду в год, характеризуется суммарной проходкой за год в отдельной
скважине.
Пбр = ∑Н,
(98)
где Н - проходка за
год в отдельной скважине в метрах.
На уровень
производительности труда влияют природные условия бурения, внедрение новой
высокопроизводительной буровой техники и прогрессивной технологии, механизация
и автоматизация производственных процессов, общее совершенствование организации
производства и труда, развитие творческой инициативы трудящихся.
9. Себестоимость
строительства скважин, которая может быть выражена показателями:
- себестоимость
строительства законченной скважины;
себестоимость 1 м.
проходки.
Себестоимость
строительства скважин колеблется в широких пределах в зависимости от
особенностей скважин, техники, технологии и организации производства, скорости
бурения.
При сравнении
себестоимости 1 м. проходки в различных районах и периодах необходимо учитывать
геолого-технические условия проходки скважин.
Поэтому при
планировании себестоимости следует учитывать однотипность скважин, систему
прогрессивных сметных нормативов, местные условия производства работ.
10. Использование
основных фондов бурового предприятия (буровое оборудование, инструменты,
здания) характеризуется следующими показателями:
а) годовая
производительность буровой установки - проходка на одну буровую установку в
год.
Р = Н/Б, м/станок,
(99)
где Б -
среднесписочное количество буровых установок за год. Этот показатель
характеризует использование главного вида основных производственных фондов
бурового предприятия.
б) проходка (или
объем буровых работ в сметных ценах) на 1 тыс. руб. основных фондов.
Ифм
= Н/Ф (м), (100)
Ифсм
= Ссм/Ф (руб.), (101)
где ИфМ
и ИфСМ - соответственно показатели использования основных фондов в
метрах проходки и денежном выражении (в сметных ценах);
Ф - балансовая стоимость
основных фондов в среднем за год в тыс. руб.
Проходка на 1 тыс.
руб. основных фондов характеризует использование всех видов основных фондов, а
не только комплектных буровых установок.
На использование
основных фондов влияет ряд технико-экономических факторов, в частности,
совершенство буровой техники; соответствие оборудования производственным
условиям; наличие излишних средств труда; использование основных фондов по
времени их работы (продолжительность межремонтного периода, сроки ремонта,
простои из-за организационных неполадок) и по интенсивности их применения в
единицу времени (скоростное бурение, новые методы строительства скважин,
механизация и автоматизация производственных процессов); удельный вес
установок, занятых в бурении во всем парке установок.
Система основных
технико-экономических показателей строительства скважины Коринской площади
представлена в таблице 16.
Таблица 16 - Система основных
технико-экономических показателей строительства скважины №60 на Коринской
площади
|
№
|
Показатели
|
Единицы измерения
|
2007 год
|
|
1
|
Конструкция скважины: 1 Шахтовое направление 2 Кондуктор 3
Промежуточная колонна 4 Эксплуатационная колонна
|
мм·м
|
530x10 324x250 245x1150 140x2500
|
|
2
|
Проектная глубина
|
м
|
2500
|
|
3
|
Станко-месяцы бурения
|
ст-мес
|
361
|
|
4
|
Станко-месяцы цикла строительства скважины
|
ст-мес
|
532
|
|
5
|
Численность рабочих
|
чел.
|
54
|
|
6
|
Механическая скорость бурения
|
м/ч
|
17,34
|
|
7
|
Рейсовая скорость бурения
|
м/ч
|
15
|
|
8
|
Техническая скорость бурения
|
м/ст-мес
|
289
|
|
9
|
Коммерческая скорость бурения
|
м/ст-мес
|
450
|
|
10
|
Цикловая скорость бурения
|
м/ст-мес
|
176
|
|
11
|
Средняя проходка на долото
|
м
|
833,33
|
|
12
|
Проходка на одного работающего
|
м/чел.
|
46,3
|
|
13
|
Выработка на одного работающего
|
руб./чел.
|
456795,02
|
|
14
|
Сметная стоимость затрат на бурение
|
руб.
|
24666931,12
|
|
15
|
Стоимость одного метра проходки
|
руб./м
|
9866,77
|
3.3
Сметный расчет бурения скважины Коринской площади
бурение гидравлический скважина
Финансирование
буровых работ и расчеты с заказчиками осуществляют на основе смет на
строительство нефтяных и газовых скважин, которые определяют общую сумму
необходимых затрат, согласно техническому проекту. Порядок и методика
составления сметной документации регламентируются соответствующей инструкцией.
Для определения
сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий и состава работ
разрабатываются более 30 сметные расчетов, объединяемых в сводный сметный
расчет. Сводный расчет состоит из одиннадцати глав: подготовительные работы к
строительству скважины; строительство и разборка (передвижка) вышки,
привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования; бурение и крепление
скважины; испытание скважины на продуктивность; промыслово-геофизические
работы; дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время;
накладные расходы; плановые накопления; прочие работы и затраты; авторский
надзор; проектные и изыскательские работы.
Предусматривается
также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные
рабочим проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин.
Суммированием затрат по перечисленным главам и резерва средств получают полную
сметную стоимость строительства скважины, которая после утверждения является
лимитом на весь срок строительства. Суммарная сметная стоимость всех скважин,
подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных
вложений на этот период.
Для определения
затрат по разделам и статьям расходов используют следующие материалы:
технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об
объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте,
конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие
показатели, определяющие технику, технологию и организацию работ.
Смета затрат на
бурение скважины составляется по статьям затрат на подготовительные работы к
бурению и интервалов бурения - под направление (в случае сооружения его в
процессе бурения), водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточные и
эксплуатационную колонны. Все затраты в сметном расчете подразделяются на
затраты, зависящие от времени и затраты, зависящие от объема работ.
а) к затратам,
зависящим от времени, относятся: оплата буровой бригады; оплата труда рабочих
по обслуживанию буровой и рабочих, занятых заготовкой и обработкой бурового
раствора; материалы и запасные части, расходуемые в процессе эксплуатации
бурового оборудования, для ремонта вышек и привышечных сооружений; амортизация
бурового оборудования, вышек, металлоконструкций, средств контроля,
диспетчеризации и управления процессом бурения; амортизация и эксплуатация
ППБУ, износ бурового и ловильного инструмента, содержания бурового оборудования
и инструмента, средств контроля диспетчеризации и управления процессом бурения,
бурильных труб, комплектов турбобуров, электробуровой техники и специального
оборудования, телеметрической системы, редукторных вставок, износ токоподвода
при бурении электробуром, энергия двигателей внутреннего сгорания,
электроэнергия (потребляемая электроэнергия и уплата за заявленную мощность,
эксплуатация и амортизация двигателей внутреннего сгорания передвижных
электростанций, содержание высоковольтной сети), другие виды энергии,
эксплуатация и пробег компрессора, содержание трактора на скважине,
эксплуатация водонасосной установки, содержание полевой лаборатории по
разработке рецептур приготовления и обработки бурового раствора, материалы для
приготовления бурового раствора и его обработки, техническая вода, специальный
транспорт, транспортировка вахт, грузов, трактора и бульдозера до скважины;
б) к затратам,
зависящим от объема работ, относятся: износ бурильных труб по интервалам,
дефектоскопия бурильных труб и оборудования на буровой, износ шурфа
(принимается в эксплуатационном бурении в размере 10 процентов и в разведочном
бурении - 25 процентов сметной стоимости обсадных труб для шурфа, включаются в
затраты по первому интервалу бурения), элементы компоновки низа бурильной
колонны, опрессовка бурильных труб, транспортировка грузов;
в) затраты по
бурению под направление предусматриваются в первом интервале бурения, начиная с
нуля;
г) стоимость
бурения по интервалам определяется, исходя из стоимости 1 м. бурения каждого
интервала. Этот расчет производится по интервальной шкале, которая составляется
на основе приведенного в рабочем проекте объема проходки и продолжительности
собственно бурения под каждую колонну и в каждом интервале. При этом из
рабочего проекта берется продолжительность бурения каждого интервала, из
сметного расчета переносятся суммы затрат, зависящих от времени бурения и
объема работ, отдельно при бурении под направление, водоизолирующую колонну,
кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, определяется общая
стоимость каждого интервала бурения путем деления затрат на соответствующие
продолжительности бурения под направление, водоизолирующую колонну, кондуктор,
промежуточную и эксплуатационную колонны и умножением полученной стоимости
одних суток на продолжительность бурения каждого интервала, стоимость одного
метра бурения по каждому интервалу определяется делением отдельно затрат,
зависящих от времени и объема работ на метраж данного интервала.
Сметный расчет
бурения скважины под эксплуатационную колонну Коринской площади представлен в
таблице 17.
Таблица 17 - Расчет
сметной стоимости бурения скважины Коринской площади
|
№
|
Наименование работ или затрат
|
ед. изм.
|
Стоимость единицы руб.
|
Подготовительные работы к бурению
|
Бурение под эксплуатационную колонну
|
|
|
|
|
количество
|
стоимость всего
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во
|
всего
|
|
Затраты, зависящие от времени:
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
повременная оплата труда рабочих буровых бригад за время
выполнения безметровых работ
|
сут.
|
3 634.28
|
6.50
|
23 622.82
|
|
|
|
2
|
сдельная оплата труда рабочих буровой бригады в смену за время
раты при бурении скважины
|
сут.
|
4 298.80
|
|
|
112.30
|
482 755.24
|
|
3
|
повременная оплата труда дизелистов за время выполнения
безметражных работ
|
сут.
|
703.10
|
6.50
|
4 570.15
|
|
|
|
4
|
сдельная оплата труда дизелистов за время работы при бурении
скважины
|
сут.
|
696.40
|
|
|
112.30
|
78 205.72
|
|
5
|
повременная оплата труда рабочих 4-го разряда по обслуживанию
буровой за время выполнения безметражных работ
|
сут.
|
96.50
|
6.50
|
627.25
|
|
|
|
6
|
сдельная оплата труда рабочих 4-го разряда по обслуживанию
буровой за время работы при бурении скважины
|
сут.
|
108.90
|
|
|
112.30
|
12 229.47
|
|
7
|
дизельное топливо для главного привода
|
сут.
|
712.40
|
6.50
|
4 630.60
|
112.30
|
80 002.52
|
|
8
|
смазочные материалы для главного привода
|
сут.
|
806.20
|
120.93
|
112.30
|
90 536.26
|
|
9
|
смазочные материалы для передвижных электростанций
|
сут.
|
7 150.40
|
0.15
|
1 072.56
|
112.30
|
802 989.92
|
|
10
|
материалы и запчасти, расходуемые в процессе эксплуатации
бурового и силового оборудования
|
сут.
|
9 280.00
|
2.50
|
23 200.00
|
112.30
|
1 042 144.01
|
|
11
|
амортизация бурового оборудования
|
сут.
|
8 190.00
|
6.50
|
53 235.00
|
112.30
|
919 737.00
|
|
12
|
капитальный ремонт бурового оборудования
|
сут.
|
3 250.00
|
6.50
|
21 125.00
|
112.30
|
364 975.00
|
|
13
|
амортизация противовыбросового оборудования
|
сут.
|
1 812.72
|
|
|
112.30
|
203 568.46
|
|
14
|
капитальный ремонт противовыбросового оборудования
|
сут.
|
1 285.60
|
|
|
112.30
|
144 372.88
|
|
15
|
износ бурового инструмента
|
сут.
|
654.00
|
6.50
|
4 251.00
|
112.30
|
587 553.60
|
|
16
|
износ ловильного инструмента
|
сут.
|
486.00
|
6.50
|
|
112.30
|
436 622.40
|
|
17
|
износ бурильных труб
|
сут.
|
4 280.40
|
6.50
|
27 822.60
|
112.30
|
480 688.92
|
|
18
|
содержание бурового и силового оборудования, инструмента
|
сут.
|
2 212.00
|
6.50
|
14 378.00
|
112.30
|
248 407.60
|
|
19
|
содержание средств контроля, диспетчеризации и управления процессом
бурения
|
сут.
|
301.00
|
6.50
|
1 956.50
|
112.30
|
270 418.40
|
|
содержание бурильных труб
|
|
|
|
|
|
|
|
20
|
УБТС.2-178x80
|
м
|
834.00
|
|
|
148.00
|
987 456.00
|
|
21
|
УБТС.2 -146x74
|
м
|
731.00
|
|
|
12.00
|
70 176.00
|
|
22
|
ПК127х13Д
|
м
|
815.00
|
|
|
250.00
|
1 630 000.00
|
|
23
|
ПК127х9Д
|
м
|
785.00
|
|
|
1 353.00
|
8 496 840.00
|
|
24
|
ПК127х9Е
|
м
|
690.00
|
|
|
737.00
|
4 068 240.00
|
|
25
|
содержание передвижной дефектоскопической установки
|
ч
|
801.00
|
|
|
26.00
|
20 826.00
|
|
26
|
пробег передвижной дефектоскопической установки
|
км
|
10.00
|
|
|
112.30
|
1 123.00
|
|
27
|
содержание полевой лаборатории по разработке рецертур
приготовления и обработке бурового раствора
|
сут.
|
2.20
|
6.50
|
14.30
|
26.00
|
57.20
|
|
28
|
пробег полевой лаборатории по глинистым растворам
|
км
|
10.00
|
6.50
|
65.00
|
112.30
|
8 984.00
|
|
29
|
вода техническая из подземных источников
|
т
|
256.00
|
0.01
|
2.56
|
0.80
|
1 638.40
|
|
29
|
Транспортировка грузов
|
руб.
|
|
|
14 260.00
|
|
71 520.00
|
|
30
|
Итого затрат, зависящих от
времени:
|
|
85 780.00
|
|
180 694.27
|
|
21 530 547.99
|
|
31
|
Затраты, зависящие от объема
работ:
|
|
|
|
|
|
|
|
ПУЩР ТУ 39-01-247-79
|
т
|
3 246.00
|
|
|
0.05
|
162.30
|
|
32
|
Глинопорошок бетонированный сорт высший ТУ 34-048-74
|
т
|
2 315.00
|
|
|
0.012
|
27.78
|
|
33
|
Каустическая сода сорт высший ГОСТ 2263-79
|
т
|
3 280.00
|
|
|
0.02
|
65.60
|
|
34
|
Сода кальцинированная техническая ГОСТ 5100-85
|
т
|
3 548.00
|
|
|
0.055
|
195.14
|
|
35
|
Барит порошкообразный ОСТ 39-128-82
|
т
|
5 690.00
|
|
|
0.01
|
56.90
|
|
36
|
КССБ - 2М ТУ 39-095-75
|
т
|
8 420.61
|
|
|
15.00
|
126 309.15
|
|
37
|
ФК-1
|
т
|
1 660.00
|
|
|
0.20
|
332.00
|
|
38
|
полиакрилатам
|
т
|
2 182.00
|
|
|
0.03
|
65.46
|
|
39
|
эксплуатация БУ 3200/200 ЭУ-1М:
|
сут.
|
|
|
|
|
|
|
эксплуатация вышки ВМА45х200-1
|
сут.
|
11 370.00
|
6.50
|
73 905.00
|
112.30
|
1276 851.00
|
|
эксплуатация кронблока УКБА - 6-250
|
сут.
|
7 180.00
|
6.50
|
46 670.00
|
112.30
|
806 314.00
|
|
эксплуатация талевого блока УТБА-5-200
|
сут.
|
2 910.00
|
6.50
|
18 915.00
|
112.30
|
326 793.00
|
|
эксплуатация вертлюга УВ-250 МА
|
сут.
|
1 250.00
|
6.50
|
8 125.00
|
112.30
|
140 375.00
|
|
эксплуатация ротора Р-700
|
сут.
|
834.00
|
6.50
|
5 421.00
|
112.30
|
93 658.20
|
|
эксплуатация лебедки ЛБУ 22-720
|
сут.
|
581.00
|
6.50
|
3 776.50
|
112.30
|
65 246.30
|
Выбор плотности бурового раствора
Необходимую плотность бурового раствора
с, кг/м3, определяем по формуле:
(102)
где РПЛ -
пластовое давление, Па;
КР - коэффициент
репрессии;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
LК - глубина залегания
кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины,
м;
ДР - превышение забойного давления
над пластовым, Па.
В соответствии с [3], принимаем
коэффициент репрессии равным 1,05 и превышение забойного давления над пластовым
равным 2,5 ч 3 МПа, по формуле (51) рассчитываем:
Для дальнейших расчетов
принимаем с = 1290 кг/м3.
Выбор реологических
характеристик бурового раствора
На стадии проектирования
допускается ориентировочное определение параметров бурового раствора по
различным регрессионным уравнениям:
(103)
(104)
где з - структурная
вязкость, Па·с;
ф0 - динамическое
напряжение сдвига, Па.
Подставляя плотность бурового
раствора, по формулам (52) и (53) получаем:
Определение технологически
необходимого расхода бурового раствора
Технологически необходимый расход QЗ, м3/с, для удовлетворительной очистки забоя скважины
составит:
(105)
где q - удельный расход бурового раствора, м3/с;
FЗ - площадь забоя по
номинальному диаметру долота, м2.
Принимая удельный расход бурового
раствора 0,6 м3/с, по (54) определяем:
Определим технологически желательный
расход QКП, м3/с,
исходя из условия очистки кольцевого пространства, т.е. выноса шлама на
поверхность по формуле:
(106)
где FКПСР - среднее значение
площади кольцевого пространства, м2;
хКП - средняя скорость
потока, которая обеспечивает вынос шлама, м/с.
Средняя скорость потока бурового
раствора представляется в виде двух скоростей:
(107)
где хПР -
скорость проскальзывания частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;
хТР -
скорость транспорта, м/с.
Скорость равномерного падения
(проскальзывания) частицы в жидкости определяется по формуле:
(108)
где Re - число Рейнольдса;
dЧ - эквивалентный диаметр
частицы шлама, м.
Предварительно определим размер
частицы шлама, который при бурении долотами типа С равен:
(109)
где DД - диаметр долота, м.
По формуле (58)
вычисляем:
Определим режим течения жидкости,
для чего предварительно найдем критическое число Рейнольдса ReКР, число Хедстрема Не, число Архимеда Аr и число Рейнольдса Re по следующим формулам:
(110)
(111)
(112)
(113)
где сЧ -
плотность разбуриваемой породы, кг/м3.
По формулам (59) - (62)
рассчитываем:
Т.к. Re < ReКР,
то режим течения структурный и скорость проскальзывания частиц шлама
рассчитываться по формуле (57):
Скорость транспорта
можно вычислить по формуле:
(114)
де DС - диаметр скважины, м;
dН - наружный диаметр
бурильных труб, м;
хМ - механическая
скорость бурения, м/ч;
С - допустимое значение концентрации
шлама в кольцевом пространстве.
По формуле (63) вычисляем:
Тогда среднюю скорость
потока определяем по формуле (107):
Определим скорость
потока бурового раствора еще по двум формулам:
(115)
(116)
По формулам (115) и
(116) рассчитываем:
Принимая скорость потока
бурового раствора максимальной из рассчитанных: хКП = 0,9 м/с,
определяем расход бурового раствора по формуле (55):
Расход 0,021 м3/с
удовлетворяет всем технологическим требованиям.
Найдем теоретическую подачу насоса QТ, м3/с, по формуле:
(117)
где m - количество одновременно
работающих насосов;
КП - коэффициент подачи.
Коэффициент подачи можно определить
по формуле:
(118)
По формулам (117) и (118)
рассчитываем:
Такой расход будет
обеспечен при работе одного насоса УНБТ - 950А, оснащенного втулками 170 мм (РН
= 21 МПа).
Рабочее давление насоса:
Окончательно для
дальнейших расчетов принимаем расход раствора:
Оценка возможности гидроразрыва
Оценим возможность гидроразрыва с
наименьшим значением давления гидроразрыва горных пород в рассчитываемом
интервале бурения (Ргидр = 48 МПа), по формуле:
(119)
РКП - потери давления при
циркуляции бурового раствора, Па;
ц - содержание жидкости в шламожидкостном
потоке;
LП - глубина залегания
подошвы пласта от устья, м.
Содержание жидкости в
шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей можно определить по
формуле:
(120)
Найдем потери давления при
циркуляции бурового раствора в кольцевом пространстве S(DРКП), Па. Для
этого необходимо определить режим течения жидкости, путем определения
критического числа Рейнольдса ReКР и числа Рейнольдса для
кольцевого пространства ReКП по формулам:
(121)
(122)
(123)
По формулам (123) -
(121) рассчитываем:
Интервал 0 - 1150 м:
(обсаженный ствол за БТ)
т.к. ReКП < ReКР, то режим течения
структурный.
Аналогичным образом определяем
режимы течения бурового раствора для других интервалов. Результаты расчетов
приведены в табл. 13.
Таблица 13 - Режимы течения бурового
раствора по интервалам
|
Интервал, м
|
Кольцевое пространство
|
|
Не
|
ReКП
|
ReКР
|
Режим течения
|
|
0 - 1150 (обсаженный ствол за БТ)
|
1,15·105
|
5103
|
8388
|
структурный
|
|
1150-2352 (открытый ствол за БТ)
|
1·105
|
5215
|
7898
|
структурный
|
|
2352-2500 (открытый ствол за УБТ)
|
0,17·105
|
4545
|
4175
|
турбулентный
|
Определяем потери давления по
интервалам. При структурном (ламинарном) режиме потери давления РКПГЛ,
Па, при течении глинистого раствора определяются:
(124)
где l - длина интервала определения потерь давления, м;
вКП -
коэффициент, определяемый по графику (рис. 1), в зависимости от числа
Сен-Венана-Ильюшина, которое определяется по формуле:
(125)
Кривые зависимости b = b(Sen) для труб круглого (1) и кольцевого (2) поперечного сечения
По формуле (125) для участков со
структурным режимом течения вычисляем:
По графику зависимости b = b(Sen) для труб кольцевого поперечного сечения (рис. 1) определяем
параметр bКП: для течения жидкости в кольцевом пространстве за бурильными
трубами в обсаженном стволе bКП = 0,52; за бурильными трубами в открытом стволе bКП = 0,50.
Тогда по формуле (124) рассчитываем:
При турбулентном режиме потери
давления при течении глинистого раствора определяются по формуле:
(126)
где лКП -
коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве, который
может быть найден из выражения:
(127)
где kЭ - эквивалентная шероховатость, м.
Эквивалентная шероховатость в
обсаженном стволе и бурильных трубах 3·10 -4 м, а в открытом стволе
3·10 -3 м. Тогда по формулам (76) и (75) рассчитываем:
Потери давления на местных
сопротивлениях определяются по формуле:
(128)
где оКП -
коэффициент местного сопротивления;
lТ - средняя длина трубы в
данной секции, м.
Коэффициент местных сопротивлений
для замков бурильных труб рассчитывается по формуле:
(129)
где dЗ - наружный диаметр замка, м.
Подставляя диаметры
замка, по формуле (129) рассчитываем:
Обсаженный ствол:
Открытый ствол:
Определяем потери
давления по формуле (128):
Суммарные потери давления в
кольцевом пространстве:
РКП = 0,34 + 0,4 + 0,54 +
0,012 + 0,006 + 0,026 = 1,34 МПа.
Оценим возможность гидроразрыва
пласта по формулам (69) и (68):
Принятая плотность 1290 < 2180
кг/м3. Поглощение исключено.
Определение потерь давления во
внутритрубном пространстве
Для определения потерь давления
внутри бурильных труб найдем значения критического и действительного чисел Рейнольдса
по формулам:
(130)
(131)
где dТ - внутренний диаметр труб, м.
По формулам (130) и (131)
определяем:
1 и 2 секции БТ
секция БТ
УБТ
Во всей колонне
бурильных труб действительные числа Рейнольдса больше критических ReТ > ReКРТ,
следовательно режим течения турбулентный и потери давления определяются по
формуле Дарси - Вейсбаха:
(132)
где лТ -
коэффициент гидравлического сопротивления в трубах, рассчитываемый:
(133)
По формулам (133) и
(132) рассчитываем:
и 2 секции БТ
секция БТ
УБТ
Так как бурильные трубы с приваренными
замками, то потери давления в них незначительны, и ими можно пренебречь.
Потери в наземной обвязке Р//ОБВ,
Па, определяем по формуле:
(134)
где бС -
коэффициент гидравлических сопротивлений в стояке;
бШ - коэффициент
гидравлических сопротивлений в буровом рукаве;
бВ - коэффициент
гидравлических сопротивлений в вертлюге;
бК - коэффициент
гидравлических сопротивлений в ведущей трубе.
Подставляя соответствующие значения
коэффициентов гидравлических сопротивлений, по формуле (134) рассчитываем:
Программа оснащения
гидромониторных долот насадками
Резерв давления, который может быть
реализован на долоте, составит:
(135)
где УР - суммарные
потери давления, Па.
Суммарные потери давления можно
определить по формуле:
(136)
По формулам (136) и
(135) рассчитываем:
Суммарные потери
давления на глубине 1150 м составляют 7,9 МПа. По полученным значениям давлений
вычерчиваем график изменения резерва давления по длине интервала бурения (рис.
2). Интервал бурения разобьем на два: 1150-1800 м и 1800-2500 м. Резервы
давления, которые могут быть реализованы на долоте, в этих интервалах составят
14,7 и 12,2 МПа соответственно
Рисунок 2 - Изменение
резерва давления по длине интервала
Диаметр насадок dН, м, можно определить по формуле:
(137)
где z - количество насадок;
м - коэффициент расхода.
Принимая коэффициент расхода равным
0,92, по формуле (86) рассчитываем:
Заключение
Для выполнения дипломного проекта
было выдано задание: разработать дипломный проект по теме: «Проект технологии
бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов
энергосбережения при промывке и СПО».
В ходе выполнения задания были
рассмотрены следующие вопросы:
была представлена инженерно -
геологическая характеристика района проектируемых работ, в том числе:
стратиграфия и литология разреза, физико-механические свойства горных работ, виды
возможных осложнений и их приуроченность к отдельным интервалам;
конструкция скважины;
для условий бурения в расчетном
интервале были выбраны долота для бурения;
запроектированы параметры режима
бурения (осевая нагрузка на долото составила 150 кН; частота вращения ПРИ - 102
мин -1);
был выбран тип бурового раствора и
его параметров.
Для бурения в
интервале 10 - 250 метров выбираем гуматный буровой раствор; 250 - 1150 метро -
гуматно - лигносульфонатный буровой раствор; 1150-2500 метров, также
применяется гуматно - лигносульфонатный буровой раствор.
Также были выбраны
химические реагенты для обработки бурового раствора.
Следующим этапом
был сделан проектировочный расчет бурильной колонны. В результате расчета была
скомпонована конструкция бурильной колонны, сделан расчет замковых соединений и
расчет наиболее допускаемых глубин спуска секций бурильной колонны в клиновом
захвате ПКР - 700.
Была разработана гидравлическая
программа бурения и программа оснащения гидромониторных долот насадками.
Вес наиболее тяжелой из обсадных
колонн составляет 658560 Н, вес бурильной колонны в воздухе равен 738918 Н. По
условной глубине бурения выбрали буровую установку БУ3200/200 ЭУ - 1М.
Грузоподъемность данной установки составляет 2000 кН. Проверили установку по
грузоподъемности.
Разработали мероприятия к вопросам
энергосбережения при промывке и спуско-подъемных операциях
В ходе выполненных расчетов
экономический эффект составил 119687,5 рублей.
Список используемых
источников
1 Индивидуальный
технический проект на строительство поисковой скважины №60 Коринской площади.
Справочник по
механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых
месторождений/ Под ред. М.Г. Абрамсона, Б.В. Байдюка и др. - М.: Недра, 1984. -
207 с.
Правила безопасности в
нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08 - 624 - 03: утв. Гостехнадзором России
05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной
и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГУП
«НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.
Ганджумян Р.А., Калинин
А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: ОАО
«Издательство «Недра», 2000. - 489 с.
Буровое оборудование:
Справочник/ Под ред. В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др. -
М.: Недра, 2000. - Т. 1.
Инструкция по расчету
бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. Взамен РД 39 - 0147014 - 502 -
85. Введ. 01.01.98 г.
Методические указания по
нормированию расхода топливно-энергетических ресурсов в бурении скважин: утв.
ОАО «Газпром» 12.10.2003. - Ставрополь, 2003. - 36 с.
Инструкция по оценке
эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в бурении скважин:
утв. ОАО «Газпром» 28.10.2003. - Ставрополь, 2003. - 32 с.
Экономика
нефтегазодобывающей промышленности: Словарь-справочник/ Под ред. А.И. Перчик. -
М.: Недра, 1983. - 223 с.