Файл: Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану) задание.docx

2.6 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, условия бурения по осложненности, диаметр и вес УБТ, плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя. Используются одноразмерные и многоразмерные, т.е. состоящие из труб разного диаметра, бурильные колонны. В последних диаметры труб увеличиваются от забоя к устью. Колонна или ее участки одинакового диаметра, как правило, состоят из секций, в которых трубы отличаются типом, толщиной стенки или группой прочности материала. В результате расчета должны быть получены диаметры, толщина стенок, группы прочности и длины секций всех ступеней колонны. Как правило, при расчете количества секций УБТ принимают, что при бурении под эксплуатационную колонну используется одноразмерная УБТ, при бурении под предыдущие интервалы – компоновка низа бурильной колонны составляется из 2-3 секций УБТ с использованием тех же бурильных труб, что и для бурения эксплуатационной колонны. Поэтому выбор компоновок целесообразно проводить с последнего интервала бурения.

Выбор компоновки начинается с определения ее нижнего участка, который собирают из утяжеленных бурильных труб (УБТ), предназначенных для создания осевых нагрузок на долото и предупреждения самопроизвольного искривления скважины. Отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно составлять 0,75 ÷ 0,85 для D_Д < 295,3 мм и 0,65 ÷ 0,75 для D_Д > 295,3 мм. При этом диаметр УБТ или его нижней секции не должен быть больше диаметра забойного двигателя. Длина комплекта одноступенчатого УБТ определяется из условия:



где Р_Д – осевая нагрузка, Н; G – вес забойного двигателя, Н; q_УБТ – вес 1 м УБТ, Н/м; ρ_р и ρ_т – плотность соответственно бурового раствора и материала труб, кг/м³.

---

При расчете многосекционной УБТ необходимо пользоваться следующей формулой:



где n_c – количество секций; λ – отношение длины нижней части секции, создающей нагрузку (при нормальных условиях бурения составляет 0,7-0,8), q₁ – вес 1 м нижней секции УБТ, Н/м, q_2,3 – вес 1 м второй и третьей секций УБТ, Н/м.

При выборе диаметра труб бурильной колонны необходимо обеспечить отношение диаметров бурильной колонны и УБТ (а также диаметров секций УБТ) 0,7 ÷ 0,8. Общая длина бурильной колонны и длины ее секций определяются на основании действующих инструкций и методических материалов.

Пример расчета колонны бурильных труб для интервала 2660-3090:

Диаметр долота 187,3 мм.

Диаметр УБТ:



По ТУ 27.2-32698053-006-2005 ближайший больший диаметр УБТ – 146 мм.

Длина односекционный колонны УБТ:



Так как длина одной УБТ – 8 м, то количество УБТ в этой колонне:



Тогда длина УБТ:



Диаметр БТ:



По ГОСТ 32696-2014 находим ближайший диаметр БТ – 114,3 мм.

Количество БТ:



Тогда длина колоны БТ:



Для интервала 1130-2030 рассчитаем длину двухсекционной УБТ:

Длина первой секции:







Длина второй секции:









Дальнейшие расчеты производятся аналогично. Результаты подбора труб приведены в таблице 14. В таблице 15 содержаться характеристики бурильных труб.

---

Таблица 14 - Расчет компоновки бурильной колонны

Интервал, м	Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм	Диаметр БТ, мм	Типоразмер БТ	Длина УБТ, м	Длина БТ, м
0-80	409	146,1	114,3	ПК 114*9	24	12
		196,9			24
		254			24
80-330	365,1	146,1			40	228
		196,9			40
		254			32
330-624	365,1	146,1			72	456
		196,9			48
		254			48
624-1130	365,1	146,1			96	816
		196,9			144
		254			80
1130-2030	269,9	146,1			72	1896
		196,9			64
2030-2660	187,3	146,1			152	2508
2660-3090	187,3	146,1			296	2808

Таблица 15. Характеристики БТ и УБТ

Труба	Диаметр, мм			Толщина стенки, мм		Длина, м		Масса 1 м, кг		Группа прочности БТ
	Наружный	Внутренний
БТ	114,3	97,1	8,6		12		27,36		Д, Е
УБТ	146,1	57	44,55		8		101,4		Д, К
УБТ	196,9	71	62,95		8		208,2		Д, К
УБТ	254	76,2	88,9		8		362,1		Д, К

---

Колонну бурильных труб рассчитывают из условия приложения растягивающих нагрузок и вращающего момента (процесс бурения) и растягивающих нагрузок с учетом сил сопротивления, возникающих при подъеме (подъем долота). В любом сечении бурильной колонны должно соблюдаться условие по 3-ей теории прочности по формуле:

(6.3)

где, σ_р, τ – напряжения в теле трубы рассматриваемого сечения, возникающие под действием соответственно растягивающих нагрузок и вращающего момента, МПа; А – коэффициент анизотропии материала труб (для стали А = 4, для алюминиевых сплавов А = 4,77); [σ_т] – предел текучести материала труб в рассматриваемом сечении, МПа (таблица 16); n – коэффициент запаса прочности (при бурении вертикальных скважин роторным способом n=1,4).

Таблица 16 – Механические свойства материала труб

Показатели	Группа прочности материала труб
	Д				К		Е		Л		М		Р		Т		40 ХН		40 ХМФА		Д16Т
	исполнение
	А		Б	Б
Временное сопротивление разрыву, МПа,	655	637			687		689		758		862		1000		1103		882		981		392 421
Предел текучести, не менее, МПа,	379	373			490		552		655		758		930		1034		735		832		255 274
Не более, МПа	552	-			-		758		862		965		1137		1241		-		-		-
Относительное удлинение при длине образца равной 5 диаметрам его, %	14,3	16			12		13		12,3		10,8		9,5		8,5		10		13		12 10

---

Расчет бурильной колонны при подъеме из скважины:

Расчет наибольшего усилия растяжения Q_р (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины по формуле (1.18):

(6.4)

где L_БТ, L_УБТ – длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м; q_БТ, q_УБТ – вес 1 м бурильных и утяжеленных труб соответственно, Н/м; Q₁– вес долота и КНБК, Н; Q₂ – усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно составляет 0,5-1·10⁵ Н); p – давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па; d_в – диаметр проходного отверстия трубы, м.

Условие прочности при растяжении по формуле:

(6.5)

где Q_р – наибольшее растягивающее усилие при подъеме колонны, Н; d_н – наружный диаметр БТ, м; d_в – внутренний диаметр БТ, м; [σ_р] – предел прочности материала труб (таблица 16), МПа.

Пример расчета для интервала 0-80 м:







Вычисления для других участков производятся аналогичным образом. Результаты вычислений показаны в таблице 17.

Таблица 17 - Расчет наибольшего усилия и растяжения при подъеме из скважины

Интервал	Qр, кН	σр, МПа
0-80	288,14	100,95
80-330	368,7	129,17
330-624	509,5	178,5
624-1130	874,01	306,2
1130-2030	690,42	241,88
2030-2660	798,32	279,69
2660-3090	983,62	344,61

---