Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

1200м/с

Если полученное исходя из резерва давления значение UД  80 м/с, то это означает, что рассматриваемый интервал можно бурить с использованием гидромониторных долот. Если для данного долота UД <80 м/с, то следует сделать вывод о том, что бурение данного интервала с использованием гидромониторного эффекта невозможно. В этом случае необходимо вычислить перепад давления в долоте по формуле:

U 2

РД  2Д

^2 (5.33)

120090,4²

Р_Д  20,95₂  5,43 МПа

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит:

Р = 13,77 + 5,43 = 19,2 МПа

При выполнении условий U ^Д 80м/с и ^P^{Д  }P^КР = 12÷13 МПа рассчитывается суммарная площадь насадок гидромониторного долота Ф по формуле:

Q Q

Ф  У

^UД , (5.34)

2,73

 Р_Д 

QУ  61000  (5.35)

 5,43106 2,73

QУ   610001200  0,0008

Ф  300

мм2

При перепаде давления на долоте 5,43 МПа скорость истечения жидкости из насадок составит 90,4 м/с. Общая площадь поперечного сечения насадок составляет 300 мм2, отсюда диаметр одной насадки составляет 9,8 мм. Принимаем 3 насадки диаметром 9 мм. Средняя скорость истечения бурового раствора из долотных насадок составит 94,4 м/с. Результаты расчетов сведем в таблицу 5.8

Таблица 5.8 Гидравлические потери при бурении под эксплуатационную колонну

Σ(ΔРКП), МПа	1,54 поток турбулентный
Σ(ΔРТ), МПа	3,75 поток турбулентный
ΔРО, МПа	0,46
ΔРГ, МПа	0,51
ΔРЗД, МПа	7,51
ΔРД, МПа	5,43
ΔРР, МПа	5,43
Р, МПа	14,5

Согласно вышеизложенной методике рассчитываются суммарные гидравлические потери в циркуляционной системе при бурении под направление (508 мм). Для обеспечения подачи 76 л/с предусматривается использовать два буровых насоса с цилиндровыми втулками диаметром 200 мм развивающие давление 10 Мпа каждый. Результаты расчетов представлены в таблице 5.9.

---

Таблица 5.9 - Гидравлические потери при бурении под направление

Σ(ΔРКП), МПа	0,002 поток ламинарный
Σ(ΔРТ), МПа	0,78 поток турбулентный
ΔРО, МПа	0,95
ΔРГ, МПа	0,44
ΔРЗД, МПа	–
ΔРД, МПа	3,14
ΔРР, МПа	4,9
Р, МПа	10

Результаты расчетов гидравлических потерь в циркуляционной системе при бурении под кондуктор приведены в таблице 5.10

Таблица 5.10 Гидравлические потери при бурении под кондуктор

Σ(ΔРКП), МПа	0,04 поток ламинарный
Σ(ΔРТ), МПа	1,77 поток турбулентный
ΔРО, МПа	0,65
ΔРГ, МПа	0,49
ΔРЗД, МПа	–
ΔРД, МПа	0,47
ΔРР, МПа	5,5
Р, МПа	12,5

Результаты расчетов гидравлических потерь в циркуляционной системе при бурении под промежуточную колонну приведены в таблице 5.11

Таблица 5.11 - Гидравлические потери при бурении под промежуточную колонну

Σ(ΔРКП), МПа	0,92 поток ламинарный
Σ(ΔРТ), МПа	2,76 поток турбулентный
ΔРО, МПа	0,31
ΔРГ, МПа	0,5
ΔРЗД, МПа	5,43
ΔРД, МПа	0,22
ΔРР, МПа	5,9
Р, МПа	14,5

Выбор насосов осуществляется исходя из условий создания необходимого давления и обеспечения необходимой подачи:



---

Р Р_i;

QH  QP;

Исходя из полученных значений, наибольшая ∑△ Р_???? = 14,5 МПа и наибольшей необходимой ????_???? = 0,076м³/с выбираем два насоса УНБ-600.

6. 
   Бурильная колонна
   

1. 
   Конструкция бурильной колонны
   

Для проходки ствола скважины принимаются бурильные трубы ТБПК-127 группы прочности Д с приваренными замками. Низ бурильной колонны предусматривается составить из утяжеленных бурильных труб типа УБТС2.

Характеристики бурильных и утяжеленных труб их механические

свойства приведены в таблицах 6.1, 6.2 и 6.3

Таблица 6.1 - Характеристики бурильных труб ТБПК-127

Условн ый диамет р	Наружн ый диаметр, d мм	Толщин а стенки, мм	Диаметр прохода высадки , dВк	Наружн ый диаметр высадки, dНк	Привед енная масса 1 м трубы, кг	Наружн ый диаметр буриль ного замка ЗН, dз мм	Масса буриль ного замка, кг
127	127	9,19	95,3	130,2	31,22	161,9	11

Таблица 6.2 - Механические свойства стали группы прочности Д

Группа прочно сти	Временное сопротивлен ие, σв, МПа	Предел текучести, σт, МПа	Относител ьное удлинение , % σ10	Относительн ое сужение ψ, %	Ударная вязкость КС V, Дж/м2
Д	637	380	12	40	39,2

Таблица 6.3 - Основные размеры и параметры УБТ

Шифр	Диаметр, мм		Длина, м	Масса/вес 1 м трубы, кг/м и кН/м
	наружный	внутренний
УБТ - 245	745	135	7	258/2,53
УБТС2 -120	120	64	6	65/0,635
УБТС2-133	131	64	6	84/,0,824
УБТС2 -146	146	68	6	103/1,01
УБТС2- 178	178	80	6	156/1,53
УБТС2- 203	203	80	6	215/2,10
УБТС2- 229	229	90	6	273/2,68
УБТС2 - 254	254	100	6	336/3,30
УБТС2 - 254	254	127	6	296/2,90
УБТС2- 273	273	100	6	398/3,90
УБТС2- 273	273	127	6	360/3,53

---

2. 
   Расчет бурильной колонны
   

При роторном бурении выполняется сначала расчет на выносливость бурильной колонны, затем на допускаемую глубину спуска, на статическую прочность и на допускаемую нагрузку в клиновом захвате. Все расчеты на прочность выполняются для максимальной длины бурильной колонны, соответствующей проектной глубине скважины.

6.2.1 Расчет бурильной колонны на выносливость

Переменные напряжения изгиба:

_²  E  J  f

a  2106 lп2 Wизг , МПа (6.1)

где Е=21·106 Н/см2 - модуль упругости материала труб;

J   (dн4  dв4),см4

⁶⁴ - осевой момент инерции, где dн=12,7 см и dв=10,8 см наружный и внутренний диаметры бурильной трубы соответственно.

J  ^ (12,7⁴ 10,8⁴)  608,8

64 см4.

^{f  0,5(Dскв dзам)} - стрела прогиба, где Dскв=1,1Dд (Dд=21,59 см - диаметр

долота); dз=16,19 см - диаметр замка.

f  0,5(1,121,59 16,19)  3,77 _см. lп  10 4 0,2 J 2

 q

^тр - длина полуволны, определяется над колонной УБТ,

n

 ,

³⁰ с-1 - угловая скорость; qтр= 31,22 кг - приведенная масса трубы.

70

  7,32

³⁰ с-1;

Длина полуволны:

l п _ 10 4 0,2608,87,32² _ 5,19

7,32 31,22 <sub>м.

</sub> dн4к  dв4к

W_изг  ,

32 d

^нк см3 - момент сопротивления высаженного конца трубы,

где dНк=130,2 мм и dВк=95,3 мм - наружный и внутренний диаметры высаженного конца трубы соответственно.

Wизг _  13,02⁴ 9,53⁴ _154,41

32 13,02 см3

Рассчитанные величины подставляем в формулу:

² 2110⁶ 608,83,77

a  2 106 5,192 154,41  48,4 МПа

 

Постоянная напряжения изгиба: σm=2·σa σm =2·48,4=96,8 МПа

Коэффициент запаса прочности на выносливость:

(1 )Д

nвын  1,9,

а  ()Д m (6.2)

где (σ-1)Д - предел выносливости, для труб гр. прочности Д (σ-1)Д=105 МПа;



 ,

К^Д

(ψσ)Д= где ψσ=0,1 для труб гр. прочности Д - эмпирический коэффициент;

---

т(1)Д

К_Д  ,

^(1)Д где σт(-1)д=380 МПа - предел текучести для гр. прочности Д.

К _Д  3,61

 0,02

(ψσ)Д=

К оэффициент запаса прочности на выносливость: n_вын  2,08 1,9,

выбранные бурильные трубы условиям

выносливости удовлетворяют.

6.2.2 Расчет допускаемой глубины спуска бурильной колонны

Условие расчета:

  ^т ,

_р 

^К_з (6.3)

где σт- предел текучести материала, σт= 380 МПа; Кз – коэффициент запаса, Кз = 1,5.

_р ^т  380  253,3МПа.

К_з 1,⁵

Площадь поперечного сечения трубы: F ^ d_н² d_в²^ 0,127² 0,108² 3,510^3 м².

4 4

Допускаемая глубина спуска одноразмерной колонны:

_^р F

L ,

 б.р 

10q_б.т _1 ^тр _^ (6.4)

где γтр, γб.р – плотности материала и бурового раствора; qб.т – приведенная масса 1 метра бурильной трубы, кг/м.

L  р F  253,310⁶ 3,5103  3301,96 м.

 ^б.р  1031,22^1 1110 ^

10qб.т 1 _тр   7800

Допускаемая глубина спуска превышает проектную, что удовлетворяет условиям бурения.

6.2.3 Расчет бурильной колонны на статические напряжения

Бурильная колонна при роторном бурении испытывает напряжения растяжения от собственного веса и напряжения кручения.

Максимальные напряжения возникают на уровне ротора. Напряжения кручения проявляются равномерно по всей длине бурильной колонны. Условие прочности бурильной колонны:

---