Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 576
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
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)
120090,42
РД 20,952 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 PД PКР = 12÷13 МПа рассчитывается суммарная площадь насадок гидромониторного долота Ф по формуле:
Q Q
Ф У
UД , (5.34)
2,73
РД
QУ 61000 (5.35)
5,43106 2,73
QУ 610001200 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 Рi;
QH QP;
Исходя из полученных значений, наибольшая ∑△ Р???? = 14,5 МПа и наибольшей необходимой ???????? = 0,076м3/с выбираем два насоса УНБ-600.
-
Бурильная колонна
-
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 |
-
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 2106 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(1,121,59 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 0,2608,87,322 5,19
7,32 31,22 м.
dн4к dв4к
Wизг ,
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 21106 608,83,77
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;
,
КД
(ψσ)Д= где ψσ=0,1 для труб гр. прочности Д - эмпирический коэффициент;
т(1)Д
КД ,
(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: nвын 2,08 1,9,
выбранные бурильные трубы условиям
выносливости удовлетворяют.
6.2.2 Расчет допускаемой глубины спуска бурильной колонны
Условие расчета:
т ,
р
Кз (6.3)
где σт- предел текучести материала, σт= 380 МПа; Кз – коэффициент запаса, Кз = 1,5.
р т 380 253,3МПа.
Кз 1,5
Площадь поперечного сечения трубы: F dн2 dв2 0,1272 0,1082 3,5103 м2.
4 4
Допускаемая глубина спуска одноразмерной колонны:
р F
L ,
б.р
10qб.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 253,3106 3,5103 3301,96 м.
б.р 1031,221 1110
10qб.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: