2.11. Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

Выбираем диаметр бурильной колонны. Наружный диаметр бурильных труб и их вид выбираем из условия равенства гидросопротивления в бурильной колонне и гидросопротивления в кольцевом пространстве, а также возможности спуска и размещения в бурильной колонне приборов для получения информации из скважины. На практике используют формулу, полученную опытным путем:

dопт = (0,6...0,66) Бд,

где dопт - оптимальный диаметр бурильных труб, мм;

Dд - диаметр долота, мм.

dопт = 0,66 * 215,9 = 143 мм

Выбираем легкосплавные бурильные трубы диаметром 147 мм. Проверяем условие:

dлбт/ dубт > 0,75 ,

Использование ЛБТ позволяет уменьшить затраты времени на СПО, применять буровые установки облегченного типа, успешно проводить геофизические исследования.

Выбор и расчет диаметра и длины УБТ.

Диаметр УБТ выбираем из условия:

D_убт / dзд > 0,75 ,

d убт = 0,75 * 0,240 = 0,180 м

Согласно ТУ 14-3-164-73 принимаем d УБТ = 178 мм.

Длина УБТ рассчитывается по формуле:

L УБТ = с * Т - (1т + 1п),

где с = 5100 м/с - скорость распространения звука в материале труб;

Т - период продольных зубцовых вибраций, 1/с.

Т = в (tz + б) / W * R,

где в = 1,1 - коэффициент учитывающий приотрыв долота от забоя, зависимый от частоты вращения долота.

tz = 0,019 - шаг зубьев по периферийному венцу шарошки долота;

W - частота вращения долота, с"¹;

1т - длина турбобура, м;

1п - расстояние от забоя до пяты турбобура, м.

W = 3,14 * 410/30 = 42 рад/с

Т = 1,1 * (0,019 + 0,03) / 42 * 0,108= 0,005 сек

L _УБТ = 5100 * 0,005 - (20,9 - 0,35) = 24 м

Выбор и расчет СБТ.

По условию

---

D сбт > 0,75 D убт ,

где D сбт = 0,75 * 178 = 133 мм = 0,133 м

По ГОСТ 613-80 принимаем D сбт =127 мм

Трубы из стали группы прочности "Д".

Длина стальных труб составит:

L сбт = 1,1 вд, - (Сзд + gy 1у) * вс / gc * вс,

где Gд - осевая нагрузка на долото, кН;

взд - вес забойного двигателя, кН;

gy - вес 1 метра УБТ, кН/м;

gc - вес 1 метра СБТ, кН/м;

вс - коэффициент, учитывающий выталкивающую (Архимедову) силу.

вс = (1 - рж / рст) ,

где рст - плотность стали, кг/м³;

рж - плотность жидкости, кг/^м3.

ВС = 1 - (1140/7800)= 0,85

Lсбт = 1,1 * 119,5 - (44,0 + 1,56 * 24) * 0,85 / 0,322 * 0,85 = 364 м

Принимаем Lсбт = 384 м, т.е. 16 свечей ТБПВ по 24 метра.

Тогда длина ЛБТ составит:

Lлбт = L - (Ьзд + Ьубт + Ьсбт), где

L - длина скважины, м; L - длина УБТ, м;

Lзд - длина забойного двигателя, м;

Lсбт - длина СБТ, м.

Lлбт = 3025-(20,9+24+348)=2632.1

Принимаем Lлбт = 2640 м, т.е. 110 свечей по 24 метра.

Расчет бурильной колонны на прочность.

Наиболее загруженными при бурении забойными двигателями является верхнее сечение бурильной колонны. Способность верхней трубы выдерживать нагрузку обычно вычисляют как максимальную глубину бурения для данной колонны, то есть проверяют прочность на разрыв.

Lсквмах =(бт Ft/K* K6-(Gзд+gy 1у+ gc 1с)вс)/ (gлбт* влбт)+(1зд+1у+1с),

где бт = 330 МПа - предел текучести материала труб;

Ft = 4,7 * 10" - площадь сечения по телу трубы, м2;

---

К = 1,5 - коэффициент запаса ;

Кб = 1,3 - коэффициент, учитывающий динамику подъема бурильной колонны .

Lскв=[(330*10⁶*47*10"⁴)/( 1.5 * 1.3 )-( 40,0 + 1,56 *24 + 0,382 * 384)* 0,85]/( 0,166 * 0,56) + 24 + 26 + 348 = 8412> 3025 м

Поскольку максимальная глубина гораздо больше проектной, условие прочности выполняется.

Далее рассчитывается способность бурильной колонны сопротивляться растягивающей нагрузке, возникающей в момент холостой работы при промывке скважины:

бр = 1/Тт[(Сзд +gy 1у + gc 1с)вс + gn1лбt + Ргд + Ft ],

где Ft - площадь проходного сечения трубы, м2

бр = 1/47 * 10"² [ ( 40,0 + 1,56 * 24 + 0,322 * 384 ) * 0,85 + 0,166 * 2632,1 * 0,52 + 6,4 * 10-3 ]= 78,9 МПа

Поскольку растягивающая нагрузка для труб ЛБТ толщиной стенки 11 мм [б]= 129 МПа и выполняется условие бр<[б]; 78,9 < 129, то условие

прочности выполняется.

Рассчитываем нижнее сечение УБТ. В нижнем сечении УБТ при бурении действуют напряжения сжатия, изгиба и кручения. Критическая длина УБТ, при которой происходит потеря устойчивости и образуется одна полуволна, определяется по формуле:

L= 1,04 Е J/gy,

или по формуле:

Ркрр = 2 Е J g2 - Ро Fo,

где Fo - суммарная площадь отверстий долота, м2;

Ро - перепад давления на долоте, МПа; Е - модуль Юнга, Е = 2,1 * 10¹¹

J - эквивалентный (осевой момент инерции сечения УБТ), м4, J = 2,07 * 10"⁵ м4

g - все единицы длины УБТ, н/м2, g = 1,56 кН/м2

Lкр = 1,94*( 2,1 * 10¹¹ * 2,07 * 10⁵)/1.56 = 27,3 м

Нагрузка Р 'кр , при которой образуется полуволна

Рⁱкр = g lep

Р 'кр

---

⁼ 1,56 * 27,3 = 42,59 кН Р *кр < Gg ,

Р 'кр = 4тс² EJ/lKp2 + g 1кр/2,

Р 'кр = (4 * 3,14² *2,1*10^п *2,07* 10⁵)/27,302+ (1,56*27,3)/2=251,03кН

Р ⁱⁱKp>Gg

Р 'кр< Gg < Р ''кр

42,59<119,5<251,03; условия прочности выполняется.

---

Компоновки низа бурильной колонны.

Руководствуясь рекомендациями СИБНИИНП и промысловыми данными, принимаем следующие виды компоновок для бурения скважины:

Направление 0-40 м (диаметр 393,7 мм):

Данную секцию скважины рекомендуется бурить роторной компоновкой включающей в себя долото диаметром 393,7 мм. Для создания нагрузки использовать утяжеленные бурильные трубы.

Кондуктор 40 - 883 м (диаметр 295,3 мм):

Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 295,3 мм с калибратором KJTC-295,3 турбинным способом бурения, Т0-240 в интервале набора зенитного угла 100-295м. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Эксплуатационная колонна 883 - 3025 м (диаметр 215,9 мм):

Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 215,9 мм с калибратором KJIC-215,9, с применением турбобура ДРУ-178(7/8) в интервале стабилизации зенитного угла 883-2200м, забойного двигателя Д-195 в интервале падения зенитного угла 2200- 2730м. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Эксплуатационная колонна 883 - 2730 м (диаметр 215,9 мм):

Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 215,9 мм с калибратором KJIC-215,9, с применением турбобура ДРУ-178(7/8) в интервале стабилизации зенитного угла 883-2200м, забойного двигателя Д-195 в интервале падения зенитного угла 2200- 2730м. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Вид технологической операции	Элементы КНБК (до бурильных труб)						Суммар­ная длина КНБК	Суммар­ная масса КНБК, т	Назначение КНБК
	№ п/п	условное обозначение элементов, типоразмер, шифр	техническая характеристика			расстояние от забоя до элемента КНБК, м
			наружный диаметр, мм	длина, м	масса, т
Бурение под направление 0-40 м	1	393.7 МС-ГВ	393,7	0,530	0,150	0	0,530	0,150	Бурение и проработка под направление 324мм
	2	КШЗ-393,7	393,7	1,180	0,342	0,530	1,710	0,492
	3	УБТ-203	203	25,00	4,825	1,710	26,710	5,317
Бурение под кондуктор 40-100 м 295-883 м	1	295.3 МСЗ-ГНУ К-	295,3	0,40	0,077	0	0,40	0,077	Бурение вертикального интервала, интервала стабилизации и проработка под кондуктор 245мм
	2	КЛС -295.3	295,3	1,00	0,300	0,40	1,40	0,377
	3	2ТСШ-240	240	17,50	3,980	1,40	18,90	4,357
	4	Обратный клапан	203	0,45	0,065	18,90	19,35	4,422
	5	УБТ-203	203	25,00	4,825	19,35	44,35	9,247
Бурение под кондуктор 100-295 м	1	295.3 МСЗ-ГНУ К-	295,3	0,40	0,077	0	0,40	0,077	Бурение под кондуктор 245мм с набором зенитного угла
	2	КЛС -295.3	295,3	1,00	0,300	0,40	1,40	0,377
	3	Т0-240	240	10,17	2,593	1,40	11,57	2,970
	4	Обратный клапан	203	0,45	0,065	11,57	12,02	3,035
	5	ЛБТ- 147x11	147	25,00	0,425	12,02	37,02	3,460
Бурение под эксплуатационную колонну 883-2200 м	1	215,9 МЗ-ГВК-155	215,9	0,35	0,040	0	0,35	0,040	Бурение под эксплуатационную колонну 146мм со стабилизацией зенитного угла.
	2	КЛС-215.9СТ	215,9	1,10	0,180	0,35	1,45	0,220
	3	ДРУ-178(7/8)	195	25,70	4,790	1,45	27,15	5,010
	4	Обратный клапан	178	0,60	0,036	27,15	27,75	5,046
	5	УБТ-178	178	25,00	3,640	27,75	52,75	8,686
Бурение под эксплуатационную колонну 2200-3025 м	1	215,9 С-ГВК-192	215,9	0,35	0,040	0	0,35	0,040	Бурение с падением зенитного угла и проработка под эксплуатационную колонну 146мм
	2	КЛС-215.9СТ	215,9	1,10	0,180	0,35	1,45	0,220
	3	Д-195	195	7,67	1,35	1,45	9,12	1,570
	4	Обратный клапан	178	0,60	0,036	9,12	9,72	1,606
	5	УБТ-178	178	25,00	3,640	9,72	34,72	5,246

---

Смотрите также файлы

• Программа Прикладная математика.docx

• Руководство чем либо, это целенаправленный и постоянный процесс воздействия субъекта управления на объект правления эффективно.docx

• Практическое задание 16.docx

• Техника лыжных ходов. Попеременный двухшажный ход.doc

• Автомная некоммерческая профессиональная образовательная организация.docx