ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 407
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Допускаемое наружное избыточное давление для данной трубы составляет, формула 2.35:
Рн Pкр/ n,
(2.35)
где Ркр – критическое наружное давление, кгс/мм2, Ркр=3,92 кгс/мм2; n=1,15 – нормативный запас для наружного избыточного давления.
н
Р 3,92/1,15 3,41кгс/ мм2.
Что выше действующего наружного избыточного давления.
Так как длина первой секции задана 250 м, проверяется выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя.
Q q*l*(1 ж ),(2.36)
Бi i i
i
где QБi – вес i-ой секции КБТ, кгс; li – длина i-ой секции БТ, м; ж – удельный вес промывочной жидкости, гс/см3; γi – приведённый удельный вес трубы i-ой секции, гс/см3; qi – приведенный вес 1м тубы i-ой секции, кгс/м.QБi
31, 22* 250*(11, 2 7,85) 6711кгс.
На вертикальном участке профиля растягивающая нагрузка Qр определяется по формуле (2.37):
m
Qр k*(QБi Qкн) p* Fk,
i1
(2.37)
где к – коэффициент учитывающий силы трения, силы инерции, силы сопротивления промывочной жидкости, к = 1,15; р – перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс; Fк – площадь поперечного сечения канала трубы, мм2, Fк=9263 мм2 (для труб 1-ой секции); m – порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ; QБi – вес i-ой секции КБТ, кгс; QКН – вес КНБК, кгс.
Qр1,15*(671118280) 0,3*9263 31519кгс.
Значение σР рассчитывается по формуле (2.38):
р Qр/ F,
(2.38)
где F – площадь поперечного сечения тела трубы, мм2 (для бурильных труб первой секции F=3405 мм2).
р
31519 / 3405 9, 2кгс/ мм2 .
Допускаемое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по следующей формуле (2.39):
Т/ n,
(2.39)
где – допускаемое напряжение, кгс/мм2; т – предел текучести
материала труб. Для труб группы прочности Д т=38 кгс/мм2; n – нормативный запас прочности, n = 1,4.
38/1,4 27,1кгс/ мм2 . 9,2 кгс/мм2< 27,1 кгс/мм2,
следовательно, условие прочности на статическое нагружение выполняется.
Фактический запас прочности составляет:
n 38 / 9, 2 4,1.
Фактический запас прочности превосходит нормативный.
Допустимые избыточное наружное Рн и внутреннее Рв давления на тело трубы составляют:
????н <
????кр
???? ,????в
< ????????,
????где Ркр – критическое наружное давление, кгс/мм2, Ркр=3,29 кгс/мм2; Рm – предельное внутреннее давление, кгс/мм2, Рm=4,65 кгс/мм2; n – нормативный запас прочности, n=1,15.
3,29
????н < 1,15 = 2,86.4,65
????в < 1,15 = 4,1.На основании выполнения условий прочности на статическое нагружение, превышения фактического предела прочности над допустимым, а так же того, что допустимое избыточное нагружение и допустимое внутреннее давление меньше их критических значений делается вывод, что выбранная колонна буровых труб подходит для использования в данных условиях.
Максимальная растягивающая нагрузка Рmax на замки ЗП-178-102 при графитовой смазке равна 268,5 тс, а максимальное растягивающее осевое усилие Qр в первой секции составляет 31,5 тс.
31,5<286,5
Следовательно, действующие осевые усилия допустимы для замков первой секции бурильных труб.
Для замков ЗП-178-102 при n=1,4 и графитовой смазке крутящий момент свинчивания MЗТ=3672 кгс·м.
Наибольшая глубина спуска первой секции бурильной колонны в клиновом захвате ПКР-Ш8, lk1 определяется по формуле 2.40:
тк кн m· ж 0
lк1=( Qс /n-Q )/(q (1-γ / γ )) (2.40) lк1=(96300/1,15-18280)/(31,22·(1-1,2/7,85)) = 2475 м;
Допустимая глубина спуска первой секции в клиновом захвате больше ее длины, таким образом, запроектированная колонна бурильных труб отвечает всем предъявляемым требованиям и при заданных условиях обеспечит бурение вертикальной скважины глубиной 2690 м
Калибраторы
Калибратор включается в КНБК над долотом для сохранения номинального диаметра ствола по мере износа долота по диаметру, придания стволу цилиндрической формы. Кроме того, калибратор центрирует КНБК в скважине, что улучшает условия работы долота, забойного двигателя.
Для бурения под направление и кондуктор выбираются лопастные калибраторы с прямыми лопастями, т.к. производится бурение мягких и мягких с прослоями средних пород. Для бурения под эксплуатационную колонну применяется лопастной калибратор со спиральными лопастями, т.к. производится бурение малоабразивных пород средней твердости с прослоями твердых. Спиральные калибраторы образуют полный непрерывный контакт со стенкой скважины, поэтому их применение наиболее рационально в породах средней твердости и твердых.
Выбор калибраторов осуществлялся по диаметру долота и механических свойствах горных пород.
Выбранные калибраторы и их характеристики указаны в таблице 2.9.
Таблица 2.9 – Калибраторы
| Тип калибратора | Диаметр, мм | Присоединительная резьба | Диаметр долота, мм | Общая длинна, мм | Масса, кг |
| КС295,3СТ | 295,3 | З-152 | 295,3 | 873 | 290 |
| КС215,9СТ | 215,9 | З-152 | 215,9 | 450 | 61 |
Значительная длина УБТ приводит к искривлению труб в результате потери их устойчивости, что ухудшает передачу нагрузки на долото, приводит к неравномерному вращению колонны и породоразрушающего инструмента и др. Кроме того, значительная длина УБТ создает большую площадь контакта труб со скважиной, что способствует прихвату колонны под действием дифференциального давления. С целью улучшения работы УБТ, повышения их устойчивости и ограничения площади контакта труб со стенками скважины применяют промежуточные опоры. Форма и размеры опор должны обеспечить ограничение поперечной деформации УБТ, вынос разбуренной породы, наименьший контакт со скважиной. Общая характеристика опоры занесена в таблицу 2.10.
Таблица 2.10 – Опора промежуточная
| Шифр | Диаметр, мм | Масса, кг | Длина, мм | Резьба | ||||
| наружный | внутренний | |||||||
| ОП-203 | 203 | 100 | 61 | 400 | З-121 | |||
Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности на буровой должно быть два шаровых крана, один из них рабочий, устанавливаемый под ведущей бурильной трубой, а второй запасной. Краны предназначены для оперативного перекрытия внутреннего канала колонны бурильных труб с целью предотвращения проявления по этому каналу. Основными элементами шарового крана являются корпус, шаровой запорный орган, его седла и уплотнения. Открытие и закрытие крана осуществляется специальным ключом путем поворота запорного органа на 90
o. Выбирается шаровой кран КШ-147, характеристика которого приведена в таблице 2.11.
Таблица 2.11 – Характеристика шарового крана КШ-147
| Показатель | КШ-147 |
| Диаметр прохода, мм | 70 |
| Давление, МПа: рабочее пробное | 70 105 |
| Состав рабочей среды | Буровой раствор, нефть, газ, конденсат и их смеси |
| Тип управления краном | Ручное |
| Давление, при котором возможно ручное управление краном без противодавления, МПа | 10 |
| Присоединительная резьба | З-147 |
| Грузоподъемность, т | 300 |
| Габаритные размеры, мм: диаметр наружный длина | 178 500 |
| Масса, кг | 60 |
Для предотвращения проявлений по колонне бурильных труб согласно Правилам безопасности в КНБК должен быть включен обратный клапан, перекрывающий внутреннее пространство бурильных труб в случае обратного перетока флюида (вверх по колонне бурильных труб). Эти клапаны также предотвращают зашламование турбобура в процессе спуска инструмента. Для данных условий бурения выбирается обратный клапан КОБ 155-3-133, характеристика приведена таблице 2.12.
Таблица 2.12 – Характеристика обратного клапана КОБ 155-3-133
| Типоразмер клапана | Замковая резьба | Габариты | Масса, кг | ||
| Диаметр, мм | Длина, мм | ||||
| КОБ 155-3-133 | З-133 | 155 | 375 | 43 | |