Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 12.01.2024

Просмотров: 1524

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения

Основные параметры лопастных долот

Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами

Таблица 3.1

Таблица 3.3

Таблица 4.1

Основная характеристика установок эксплуатационного и

Таблица 4.2

Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ

Таблица 4.3

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Таблица 4.6

Основные параметры буровых насосов

Таблица 4.9

Техническая характеристика роторов

Таблица 4.11

Таблица 4.12

Основные параметры вертлюгов

Таблица 4.13

Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок

Таблица 4.14

Основные технические характеристики превенторов

Таблица 5.1

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

Таблица 5.2

Таблица 5.3

примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 5.4



Значения Fтр, Fк, qб.т, т берутся из табл. 5.20.

Общая длина колонны:

L = доп + УБТ, (5.31)

где УБТ – длина утяжеленных труб, м.

3. Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций.

Длина каждой последующей секции определяется по формуле:

, (5.32)

где Qpm, Qpm-1 – допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; qб.т.m – вес 1 м труб последующей секции, МН.


Пример 5.5. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении:

глубина – 3500 м; условия бурения – нормальные;G = 0,026 МН; ρр= 1300 кг/м3; QУБТ = 0,117 МН; длина утяжеленных труб УБТ = 75 м. Диаметр предыдущей обсадной колонны – 245 мм.; рд + рт = 6,0 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Выбираем по табл. 5.9 диаметр бурильных труб dбт = 127 мм.

Принимаем по табл. 5.20 бурильные трубы типа В, с толщиной стенки δ = 9 мм, группа прочности М., приведенной массой 1 м m = 30,6 кг, откуда q = 0,3 кг.

2. При т = 735 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(9М) =

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности М (δ = 9 мм)



Как видно, допустимая глубина спуска труб из материала группы прочности М (δ = 9 мм) намного больше, чем глубина скважины. Очевидно, что трубы этой группы прочности выбраны не рационально. Необходимо взять трубы с меньшим пределом текучести.

Задачу решим в следующей последовательности.

1. Выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенки δ = 9 мм, длиной бурильной трубы м, приведенной массой 1 м т = 30,6 кг, откуда q= 0,3 кН.

2. При т = 373 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(9Д) =
3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности Д (δ = 9 мм)


4. Принимаем вторую секцию из бурильных труб той же группы прочности Д, но с δ = 10мм, длиной бурильной трубы м, приведенной массой 1 м т = 33,3 кг, откуда q= 0,33 кН.
5. При т = 373 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(10Д)



6. Длина второй секции по формуле (5.30)

м

7. Длина колонны

L = доп(9Д) + 2(10Д) + УБТ = 2658+309,6+75= 3042,6 м
Что меньше глубины скважины (3042,6 < 3500).

Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем трубы группы прочности К,

δ = 9 мм.

8. При т = 490 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)
Qр(10Д) =

9. Длина третьей секции по формуле (5.32)



Принимаем длину третьей секции.

3 = 3500 – (доп(9Д) + 2(10Д) + УБТ) = 3500 – 3042,6 = 457, 4 м.
Результаты расчетов сводим в табл. 5.22.
Таблица 5.22

Показатели

Номера секций снизу вверх

1

2

3

Толщина стенки трубы, мм

9

10

9

Группа прочности материала труб

Д

Д

К

Длина секции, м

2658

309,6

457,4

Вес 1 м трубы, Н/м

300

326

300

Вес секции, МН

0,797

0,1

0,137

Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,151 МН


Пример 5.6. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении для следующих условий: проектная глубина скважины 3460 м, диаметр промежуточной обсадной колонны 178 мм, плотность бурового раствора кг / м3. Из табл. 5.9 выбираем диаметр бурильных труб – 89 мм с толщиной стенки δ = 9 мм (внутренний диаметр 71 мм). Выбираем долото диаметром 151 мм. Из табл. 5.8 подбираем группу прочности материала труб – К с σт = 490 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Определим площадь сечения бурильной трубы.

Fтр =


2. Определим допустимую растягивающую нагрузку приn = 1,3.

Qр =

3. Определим допустимую глубину спуска по формуле (5.29), гдеk – коэффициент, учитывающий трение о стенки скважины, местные прихваты, затяжки, сопротивление движению раствора, k = 1,15; ρр и ρм – плотность раствора и металла труб: ρр = 1100 кг/м3; ρм = 7850 кг/м3. рд – перепад давления на долоте: для гидромониторных долот рд = 0,5-1,5 МПа; перепад давления на турбобуре рт = 1,7 8,8 МПа; Fк – площадь сечения канала труб, м2

Fк = ,

qб.т.89 = 1,95·10-4 МН;

Длина УБТ определяется из выражения:

(5.33)
где Gт– вес турбобура, МН; Рд для долота 151 мм равна 160 кН (максимальная).

Выбираем Рд = ⅔Рмах = 160 000·⅔ =107 000 Н. Из табл. 5.23 89 мм бурильным трубам соответствуют УБТ двух размеров: 121 мм и 108 мм. Из табл. 5.9 qУБТ(121) = 723 Н/м, при длине 6 м. qУБТ(108) = 579 Н, при длине 8 м.
Таблица 5.23

Показатели

Диаметр долота, мм

151-139,7

165,1-158,7

190,5

215,9

215,9

Диаметр УБТ,мм
Диаметр бурильных труб, мм

Диаметр обсадной колонны, мм

121

108

89
114

133

121

102
127

159

146

114
146

178

159

127
168

178

159

127

178



Продолжение табл. 5.23

Показатели

Диаметр долота, мм




244,5

269,9

295,3

349,3

393,7

393,7

Диаметр УБТ,мм
Диаметр бурильных труб, мм

Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм


203
178

140
197


229

203

178

140
219



254

229

203

178

140
245


273

254

229

203

178

140
273

299

273

254

229

203

178

140
299

299

273

254

229

203

178

140
324



Выбираем турбобур ТС4А-127, Gт = 10900 Н = 0,011 МН; т. = 12,7 м. Выше турбобура размещается УБТ 1-ой секции диаметром 121 мм (жесткая часть), далее УБТ 2-ой секции 108 мм. Так как 121 мм УБТ представляют собой жесткую часть компоновки, а турбобур является также жесткой системой, то вместо 121 мм УБТ в компоновку в виде жесткой части включим турбобур. Тогда



QУБТ(108) = 241 ·579 = 139539 Н = 0,014 МН.
В нашем случае для 151 мм долота перепад давления на долоте с центральной промывкой

рд = 1 МПа. Перепад давления в турбобуре ТС4А-127 – рт = 5 МПа.

Площадь сечения канала бурильной трубы Fк диаметром 89 мм и толщиной стенки =9 мм (по табл. 5.20) соответствует 39,6 см2 = 0,004 м2.

Подставляя численные значения в формулу 5.29, получаем



4. Определим общую длину бурильной колонны.

Lб.т. = доп + т + УБТ = 3910,3 + 12,7 + 241 = 4164 м.
Глубина скважины 3460 м. Так как 4164 > 3460 м, то условия выполнены и трубы выбраны правильно.

5.5. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (КНБК)
Компоновка низа бурильной колонны является ее наиболее ответственной частью.

Утяжеленные бурильные трубы входят в состав КНБК и предназначены для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны, за счет которой создают нагрузку на долото в процессе бурения.

При выборе диаметра УБТ исходят из того, что необходимо обеспечивать наибольшую жесткость сечения EI в данных условиях бурения.

Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины (долота) должно быть 0,75-0,85 для долот диаметром до 295,3 мм, и 0,65-0,75 – для долот диаметром более 295,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наддолотного участка УБТ была не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций УБТ должно быть не менее 1,6-1,7. Исходя из этих соображений необходимо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота в соответствии с табл. 5.23.