Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

P_H= p_p^. Н ^. 0,1 (71)

где 0,1 – градиент давления; p_p – плотность жидкости за колонной в данном интервале; H – высота снижения уровня жидкости в колонне при испытании.

Считаем поинтервально

P_HИ(0-1100) = (1,60 ^. 1100 ^. 0,1) – 0 = 17,6 МПа,

где 0 – принимаемая p_p воздушной среды в колонне при опорожнении.

P_H(1100-4000) = (1880 ^. 1,85 ^. 0,1 ^. 0,75) – (1880 ^. 1,02 ^. 0,1) = 6,9 МПа.

Наружное избыточное давление не должно превышать критического,рассчитаем его по формуле

P_HP_КР/n₁,

где n₁– коэффициент запаса прочности – 1,3; P_кр– критическое давление, для заданных обсадных труб P_кр= 50,7 МПа.

17,6 + 6,9  50,7/1,3,

24,5  39,0.

Конструирование обсадной колонны по длине

Под конструкцией обсадной колонны понимается тип труб (их соединения), наружный диаметр обсадных труб, толщиной стенок, материалом труб (группой прочности). Эксплуатационная колонна диаметром 177,8 мм комплектуется обсадными трубами отечественного производства с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа ОТТМ по ГОСТ 632-80 группы прочности Д.

Расчет производим с нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения.

Первая секция:

Требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию

см НИ
P¹_см≥ n ^.P¹ (72)

где Р¹_НИ- величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);

n_см- коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением. Для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта 1,0 - 1,3 (в зависимости от устойчивости коллекторов, пластового давления, количества эксплуатационных пластов), для остальных секций 1,0.

P¹_см≥ 1,2^. 10,3 = 12,36 МПа,

34,4 ≥ 22,51, следовательно, допускается применение труб ОТТГА 177,8х124,6 Е.

Найдем общую массу данной секции

i i
G_i= q ^.l (73)

где q_i– вес одного метра колонны, кН/м;

l_i– длинна секции, м.

G_i= 0,394 ^. 4000 = 1183 кН.

Расчет на растягивающие нагрузки

1,3 ≤ [Р] / G_i (74)

где [Р] – максимальная растягивающая нагрузка, кН;

G_i - то же, что и в формуле (73).

1,3 <2450/1118 = 2,07,

Найдем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

n_вн= [Р_вн] / Р_ви≥ 1,15, (75)

где [Р_вн] – максимальное внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, МПа;

Р_ви - внутреннее избыточное давление,Мпа.

n_вн= 51/31,5 = 1,62 > 1,15.

Следовательно, выбранный типоразмер труб удовлетворяет условиям максимального растягивающего напряжения и может быть использован для комплектации эксплуатационной колонны от забоя до устья. Выбираем обсадные трубы из каталога компании ТМК [62].

Проведем аналогичные расчеты для остальных обсадных труб. Результат представлен в таблице 22.

Таблица 22 – Обсадные трубы

Интервал спуска, м	Длина секции, м	Тип резьбовых соединений	Диаметр, мм	Марка стали	Толщина стенки, мм	Вес, кН		Коэффициент запаса прочности при:
Интервал спуска, м	Длина секции, м	Тип резьбовых соединений	Диаметр, мм	Марка стали	Толщина стенки, мм	1 м трубы	Колонны	наружном избыточном давлении	внутреннем избыточном давлении	растяжении
4000-0	4000	ОТТМ	177,8	Д	10,2	0,394	1576	2,15	2,71	1,49
1050-0	1050	ОТТГ	273,1	Д	9,2	0,826	867	2,39	2,60	6,21

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Выбор бурильной колонны

Начнем проектирование бурильной колонны с выбора бурильных труб. Рекомендуемый диаметр бурильной колонны под обсадные колонны 177,8 мм, 273,1 мм применяется одноразмерная колонна 127 мм [63].

Применение одноразмерной колонны для бурения всей скважины дает неоспоримые преимущества [64]:

Сокращается время СПО: исключается время на смену элеватора, клиньев, плашек механических ключей;
Нет необходимости в замене соединительных элементов в верхнем приводе;
Нет необходимости в замене плашек превенторов;
Сокращается общий размерный ряд применяемых инструментов, а значит затраты на их приобретение, доставку и обслуживание.

Выбор бурильных труб также зависит от характеристик применяемого верхнего привода буровой установки: предел прочности на кручение соединения бурильной трубы должен соответствовать наибольшему крутящему моменту, развиваемому верхним приводом.

Учитывая все вышеизложенные требования, принимаем бурильные трубы ТМК-127 × 9,2 диаметром 127 мм группы прочности Д [65].

Таблица 4 – Характеристика ТМК – 127 × 9,2

Бурильная труба: ПК-127Х9,19 Группы прочности Д придел текучести 930,8 МПа
Труба
Наружный диаметр	127 мм
Внутренний диметр	117,8 мм
Толщина стенки	9,2 мм
Погонный вес	53,2 кг/м
Площадь сечения трубы	0,004 м²
Площадь проходного сечения трубы	0,009 м²
Изгибающий момент	35,4кНм
Предел прочности на кручение	40,9 кНм
Предел прочности на растяжение	131,7 т
Соединение
Наружный диаметр	168,3 мм
Внутренний диметр	95,3 мм
Предел прочности на кручение	44,4 кНм

Расчёт бурильной колонный на прочность

Пользуясь данными таблицы, выполним проверочный расчет выбранных бурильных труб диаметром 127 мм на выносливость и статическую прочность.

Рассчитываем переменные напряжения изгиба в Па:

Осевой момент инерции трубы:

Стрела прогиба:

Осевой момент сопротивления трубы по формуле

Найдем угловую скорость w при максимальной частоте вращения, в нашем случае n=157 об/мин.

,

Длина полуволны:

Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость: для данного материала бурильных труб (δ_-1)_D=100 МПа.

10,4 >1,9, что допустимо

Рассчитываем нормальные напряжения в колонне бурильных труб. Перепад давления на долоте составляет 4,8 МПа. Максимальная нагрузка на породоразрушающий инструмент составит 12т.

Определяем касательные напряжения для труб данной секции:

Определяем мощность на холостое вращение бурильной колонны по формуле:

Определяем мощность на вращение породоразрушающего инструмента:

Определяем крутящий момент:

Определяем полярный момент сопротивления по формуле:

Рассчитываем коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:

Минимальный предел текучести для стали S-135 по стандарту API составляет 135000 psi = 930,8 МПа.

1,86>1,45 – условие выполняется.

Рассчитываем нормальные напряжения в колонне бурильных труб. Максимальная длина колонны бурильных труб составит 4125 м. Под Q_УБТ в формуле в нашем случае будем понимать суммарный вес колонны ТБТ. Перепад давления на долоте составляет 4,8 МПа, что является условием стабильной работы управляемой роторной системы. Максимальная нагрузка на породоразрушающий инструмент составит 10 т.