Построение конструкции скважины: Геологический разрез (стр. 5 )

Fк – площадь канала, м2

Следовательно, трубы группы прочности D нам подходят для бурения промежуточгой колоны до глубины 1900 м.

Расчёт отвесной КНБК при турбинном бурении под промежуточную обсадную колонну на интервале от 130 до 2250 м.

Требования к КНБК:

УБТ устанавливается для обеспечения жёсткости компоновки. Жёсткость на долотной секции КНБК должна быть не ниже жёсткости обсадной колонны. Отношение жёсткостей нижестоящей секции и вышестоящей должно быть не более 1,6-1,7 Отношение диаметра долота к диаметру УБТ первой секции должно быть 0,75-0,85 Количество секций УБТ в КНБК назначается для плавного перехода от диаметра долота к диаметру бурильных труб.

Определяем количество секций УБТ для БТ диаметром 127 мм:

№ секции	I	II
D, мм	178	159
d, мм	80	80
q, Н	1560	1160

Определяем критическую длину II сжатой секции УБТ диаметром 178мм:

где:

E – модуль продольной упругости (2×1011 Н/м2)

Определим вес второй секции:

Сравним осевую нагрузку и нагрузку от веса турбобура и сжатой секции УБТ:

Определим длину сжатой части из условия создания осевой нагрузки на долото:

Определим длину III растянутой секции УБТ:

Рекомендуемая длина I жёсткой секции для УБТ-178 составляет 12 м, а длина турбобура 24,5 м, следовательно, принимаем длину жёсткой секции 

Определим суммарную длину КНБК:

 

Расчёт жёсткой КНБК для роторного бурения под эксплуатационную обсадную колонну на участке 2930-3030 м.

Определяем количество секций УБТ для БТ диаметром 89 мм:

№ секции	I	II
D, мм	121	108
d, мм	64	56
q, Н	635	526

Определим плотность раствора для вскрытия продуктивного горизонта:

Определяем критическую длину I сжатой секции УБТ диаметром 121 мм:

Проверим сжатую секцию на устойчивость к вращению:

При секция не устойчива, проверим секцию при

,следовательно, необходимо укорачивать первую секцию до

Проверим секцию при

Принимаем II сжатую секцию длиной 8 метров.

Определим вес первой секции:

Определим длину II сжатой секции УБТ диаметром 108 мм:

Определим количество центраторов во второй секции:

где: - расстояние между опорами

Следовательно, принимаем 20 центратора.

Определим суммарную длину КНБК:

Выбор параметров турбинного бурения и турбобуров на участке бурения под кондуктор на интервале 30-130 м.

Диаметр долота составляет 269,9 мм. Подача промывочной жидкости 57,45  л/сек. Для борьбы с обвалами  будем использовать глинистый раствор с добавкой понизителя водоотдачи, и глин повышающих толщину глинистой корки  плотностью с=1,25 г/см3. На данном интервале необходимо 2 насоса У8-6МА2 

Параметры режимов работы насоса:

P, [МПа]	25	22,3	19	16,3	14,3	12,4	11,1	10,0
Q, [л/сек]	18,9	22,7	26,7	31	35,5	40,4	45,5	50,9

Турбобуры, удовлетворяющие требуемому диаметру долота:

Марка турбобура	ДP, [МПа]	Q, [л/сек]
Т12РТ-240	4,0	50
3ТСШ-240	5,0	32
А9К5Са	5,0	45

Построим диаграммы для турбобуров:

перепад давления и расход для эксплуатации турбобура

текущие произвольные значения давления и расхода для турбобура.

Для турбобура Т12РТ-240:

Для турбобура 3ТСШ-240:

Для турбобура А9К5Са:

Определяем потери давления в скважине:

потери давления, не зависящие от глубины скважины.

потери, зависящие от глубины скважины.

Определим потери, независящие от глубины:

потери в обвязке

эквивалентная длина обвязки бурильной колонны.

действительная длина ведущей трубы.

действительная длина вертлюга.