Главная страница
Навигация по странице:

  • 10.1. Расчет колонны бурильных труб на выносливость (прочность)

  • 10.2. Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении в интервале 1779-1899 м

  • Гидравлический расчет при роторном бурении

    		•

    Курсовая работа по Технологии бурения нефтяных и газовых скважин. ТБНГС Галиуллин Ильмир 18-21. Проектирование технологии бурения эксплуатационной скважины глубиной 1781 м на Пашийский горизонт Сев. Альметьевской площади Ромашкинского месторождения


    Скачать 0.54 Mb.
    НазваниеПроектирование технологии бурения эксплуатационной скважины глубиной 1781 м на Пашийский горизонт Сев. Альметьевской площади Ромашкинского месторождения
    АнкорКурсовая работа по Технологии бурения нефтяных и газовых скважин
    Дата08.12.2022
    Размер0.54 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаТБНГС Галиуллин Ильмир 18-21.docx
    ТипРеферат
    #835356
    страница8 из 8
    1   2   3   4   5   6   7   8

    10. ВЫБОР И РАСЧЕТ КНБК


    Интервал 0-1781м

    В общем случае УБТ являются частью компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК), в которую, кроме них, долота и двигателя, входят центрирующие элементы (калибраторы, центраторы и т.п.), необходимые для проводки скважины согласно заданному профилю.

    Расчет КНБК заключается в определении диаметров и длины ступеней УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото при наибольшей устойчивости и прочности компоновки. Последняя может состоять из одной или нескольких ступеней УБТ с диаметрами, уменьшающимися по направлению от долота к бурильным трубам.

    Бурильный инструмент: ТБПН 127x9,19 марки «Д», dвнутр=109 мм, dзам=162мм.

    Диаметр основной нижней (первой) ступени УБТ выбирают, исходя из диаметра долота (жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение) и условия (осложненные и не осложненные) в пределах

    (10.1)

    где - диаметр первой ступени УБТ; - диаметр долота.



    С учетом табличных значений окончательно .

    Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб



    В зависимости от применяемого способа и условий бурения выбирают тип УБТ.

    Для обеспечения планового перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам число ступеней в компоновке КНБК должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями выполнялось условие:

    (10.2)

    где n – номер ступени УБТ, отсчитываемый снизу вверх.

    При переходе от последней ступени УБТ к бурильным трубам в соотношении следует принимать .



    Поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром .

    Поскольку



    то наружный диаметр ступеней УБТ выбран правильно.

    По табличным значениям находим тип УБТ:

    УБТС2 – 168 сталь марки «Д».

    УБТС2 – 178, сталь марки «Д».

    Нижняя (первая) секция УБТ многоразмерной компоновки КНБК, предназначенная для создания основной части нагрузки на долото, должна иметь длину:

    (10.3)

    где - общая длина УБТ; - эмпирический коэффициент. В осложненных условиях бурения его уменьшают до . Если УБТ одноразмерная, то .

    Общую длину УБТ при одно- двух- и трехразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона скважины и плотности промывочной жидкости определяют по формуле:

    (10.4)

    где - осевая нагрузка на долото; - масса забойного двигателя;  - плотность жидкости; - плотность материала УБТ; g - ускорение силы тяжести; - масса погонного метра первой ступени УБТ; - масса погонного метра второй ступени УБТ; - масса погонного метра третьей ступени УБТ; n - число ступеней УБТ;  - угол отклонения УБТ от вертикали (в вертикальных скважинах).
    - масса забойного двигателя Д5-195 = 1080 кг







    С учетом забойного двигателя окончательно принимаем

    , т.е 4 свечи по 25 м

    , т.е 2 свечи. По 25 м

    УБТС2-178мм- 100м.

    УБТС2-146мм- 50м.

    Общий вес компоновки вместе с забойным двигателем в жидкости вычисляется по формуле:

    (10.5)



    Общая длина компоновки:

    (10.6)



    Выберем компоновку для каждого интервала, опираясь на статистические данные опыта бурения аналогичных интервалов на других скважинах данного месторождения при схожих геологических условиях.
    10.1. Расчет колонны бурильных труб на выносливость (прочность)
    При ГЗД бурении колонна бурильных труб неподвижна и воспринимает реактивный момент во время работы ГЗД. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления от ГЗД из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разгружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при ГЗД бурении сводится к определению допускаемой длины колонны с учетом веса ГЗД, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.

    С целью повышения усталостной прочности составим его из труб с приварными замками и комбинированной высадкой типа ТБПН – 127х9,19Д (предел текучести ).

    Определяется допускаемая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

    (10.1.1)

    где - допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней секции; - коэффициент, k = 1,15; - вес забойного двигателя Д5-195 G=1080 кг; - перепад давления забойного двигателя = 6 МПа; - вес 1 м бурильных труб; ТБПН-127х9,19 = 26,7 кг/м; - площадь сечения канала труб.

    (10.1.2)

    где - предел текучести материала труб; - площадь сечения труб; - коэффициент запаса прочности, для нормальных условий, для осложненных условий; - предельная нагрузка.







    L=1899 м < =2565 м

    n=L/ =1,68>1,35 , что допустимо
    10.2. Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении в интервале 1779-1899 м

    I) Расчет на выносливость:

    1) Угловая скорость:

    ω = (10.2.1)

    где n – частота вращения, об/мин;



    Выбираем бурильные трубы ТБПН-127х9,19 «Д».

    2) Осевой момент инерции сечения по телу трубы:

    (10.2.2)



    3) Осевой момент сопротивления высаженного конца трубы:

     (10.2.3)

    где - наружный и внутренний диаметры высаженного конца



    4) Длина полуволны:

    (10.2.4)

    где кг/м - масса 1 метра труб; Е – модуль упругости, Е = 21011Па;



    5) Стрела прогиба:

    (10.2.5)



    где =0,1619 м - диаметр замка трубы.



    6) Переменные напряжения изгиба:

    (10.2.6)



    7) Коэффициент запаса прочности на выносливость:

    (10.2.7)

    где - предел выносливости материала труб; - коэффициент снижения предела выносливости;



    По условию выносливости: ; 4,15>1,9 , что допустимо.

    II) Расчет на статическую прочность:

    1) Вес бурильного инструмента ТБПН– 127х9,19Д:

    (10.2.8)

    где – масса 1 замка;

    (10.2.9)







    2) Напряжения:

    (10.2.10)

    где - коэффициент, k = 1,15; - перепад давления на долоте;


    3) Мощность, расходуемая на холостое вращение бурильных труб:

    (10.2.11)



    4) Мощность, расходуемая на разрушение породы:

    (10.2.12)

    где с = 6,9 – коэффициент крепости пород (средней твердости); - осевая нагрузка на долото, кН.



    5) Модуль сдвига:

    (10.2.13)



    6) Полярный момент инерции:

    (10.2.14)



    7) Мощность, расходуемая на вращение колонны в изогнутом участке:

    (10.2.15)

    где R = 406,38 м – радиус кривизны искривленного участка.



    8) Крутящий момент:

    (10.2.16)



    9) Полярный момент сопротивления:

    (10.2.17)



    10) Касательные напряжения в колонне:

    (10.2.18)



    11) Коэффициент запаса прочности:

    (10.2.19)



    где - предел текучести материала бурильных труб, для стали группы прочности «Д» .

    Полученное значение допустимо, так как =1,82 1,45.


    11.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА БУРЕНИЯ ДЛЯ ОДНОГО ИЗ ИНТЕРВАЛОВ

    Интервал 40-1779 м

    Для обеспечения нормальной работы винтового двигателя Д5-195 расход бурового раствора принимается равным 35 л/с. Такой расход может быть получен при работе двух насосов НБТ-475, оснащенных втулками диаметром 150 мм:

    Q=2*20,8*0,85=35 л/с

    При работе со втулками диаметром 150 мм паспортное максимально допустимое рабочее давление насоса БРН-1 Р0мах= 14 МПа. Тогда рабочее давление равно:

    Р0= Р0мах*0,8 = 12 МПа.

    При промывке скважин буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема:

    для бурильных труб:

    He (11.1)

    где - динамическое напряжение сдвига = 0,0085*1090-7 =2,26 Па*с;

    - пластическая вязкость = 0,0045 =0,01 Па

    Heб.т=

    для кольцевого пространства:

    Heкп= =19*104

    При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формуле:

    для бурильных труб:

    (11.2)

    где - динамический коэффициент вязкости воды, заменяется на так как бурим на тех. воде;

    - внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб;

    - объемный расход бурового раствора.

    Reбт= =4,4*104

    для кольцевого пространства:

    Reкп=  (11.3)

    Reкп= =5,4*104

    При режим течения турбулентный.

    Критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

    (11.4)

    для бурильных труб – ТБПН-127:

    Reкр.бт=2300+7,8*(28*104)0,56=1,1*104

    для кольцевого пространства:

    Reкр.кп=2300+7,8*(19*104)0,56=0,9*104

    Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса больше критических величин , режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным. Результате для интервала бурения 40-1779 м следующие:

    для бурильных труб Heбт=28*104, Reбт=4,4*104, Reкр.бт=1,1*104;

    для кольцевого пространства: Heкп=19*104, Reкп=5,4*104, Reкр.кп=0,9*104.

    Расчет потерь давления в циркуляционной системе. Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 1779 м. Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трубопровода 6находим по формуле:

    (11.5)

    где - наружный диаметр нагнетательного трубопровода, ;

    - толщина стенки, ;

    - коэффициент гидравлического сопротивления, .

    P = =0,048 Мпа

    Потери давления в элементах наземного оборудования определяем по формуле:

    (11.6)

    Коэффициент гидравлических потерь находим как сумма коэффициентов потерь в отдельных элементах циркуляционной системы:

    (11.7)



    P =2,93*10 *1090*0,035 =0,039 МПа

    Потери давления в бурильных трубах определим по формуле:

    P (11.8)

    где - коэффициент гидравлического сопротивления.



    Pбт= =3,7 Мпа

    Потери давления в утяжеленных бурильных трубах рассчитываем по формуле:

    P (11.9)



    Pубт= =0,27Мпа

    Потери давления в кольцевом пространстве определим по формуле:

    (11.10)

    =0,03

    Pубт.кп= =0,45 Мпа

    Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и Д5-195, рассчитываем по формуле:

    (11.11)

    При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитываем:

    для кольцевого пространства:

    Reкп.дв= =34,7*104



    Pкп.дв= =1,27 Мпа

    Потери давления в Д5-195 при течении промывочной жидкости плотностью 1080 кг/м определяем по формуле:

    (11.12)

    где - перепад давления в двигателе;

    - плотность жидкости.

    P =8,5 МПа

    Суммарные потери давления в циркуляционной системе

    (11.13)

    рс=0,048+0,039+3,7+0,27+0,45+1,27+8,5=14,28 Мпа

    При работе с втулками диаметром 0,150 м паспортное максимально допустимое рабочее давление бурового насоса БРН-1 Согласно с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление принимается равным 0,8. Тогда

    P0=0,85*17,7=15,04Мпа.

    Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота рассчитываем по формуле:

    (11.14)

    P =15,04-14,28=0,76 МПа

    Оцениваем возможность гидроразрыва пластов. Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыва пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва



    Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет на забое скважины и определяется по формуле:

    (11.15)

    Pгр=1090*10*1779+(0,045+1,27)=20,4 МПа

    Из сравнения величин гидродинамического давления на пласты и давлений гидроразрыва пластов следует, что:

    25>20,4 МПА

    Это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

    Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных насадок.

    Зная действительный расход и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра определяют расчетный диаметр насадки для интервала бурения до 1779 м:

    (11.16)

    где - число насадок в долоте.

    dн= =0,09м

    Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемой промышленностью, получаем фактический размер насадки для этого интервала бурения d=0,2  . После чего определяем фактический перепад давления на долоте:

    (11.17)

    Рдф= =6,6 МПа

    Тогда действительное значение давления на буровых насосах в конце интервала бурения составит

    (11.18)

    Pф=12-(0,76-6,6)=17,8 МПа.

    что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать 25 МПа.


      1. Гидравлический расчет при роторном бурении


    Интервал 1779-1899 м.

    Режимы бурения: Для 5-4 категории прочности выбираем Dд=215,9 мм, Pуд=4-8кН/см

    (11.1.19)

    =7·21,59= 151 кН

    Расход Q:

    (11.1.20)

    где - расход промывочной жидкости, м3/с;

    - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины;

    - диаметр скважины;

    - диаметр бурильных труб;

    - скорость восходящего потока;



    Для создания ближайшей найденной подачи будем использовать один буровой насос НБТ-475. Диаметр цилиндровых втулок при коэффициенте наполнения насоса m=0,8, примем равной 120 мм, Р/Q= 20,8/19,7 л/с.

    Q=0,8·19,7=15,1 л/с.

    Количество оборотов:

    n =Pуд*Дд/P1*100= 0,008*21,59/0,151*100=115об/мин

    Далее принимаем ближайшее значение частоты вращения, исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки равной 140об/мин.

    При промывке скважин буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема:

    для бурильных труб:



    где - динамическое напряжение сдвига=0,0085*1200-7=3,2 Па*с

    - пластическая вязкость=0,0045*3,2=0,014Па.



    для кольцевого пространства:





    При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формуле:

    для бурильных труб:



    где - динамический коэффициент вязкости воды;

    - внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб;

    - объемный расход бурового раствора.



    для кольцевого пространства:





    Если критерий Рейнольдса меньше критического значения , т.е



    то режим течения ламинарный. При режим течения турбулентный. Критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:



    для бурильных труб:



    для кольцевого пространства:



    ;

    >

    Режим турбулентный.











    Расчет потерь давления в циркуляционной системе. Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 1899 м. Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трубопровода находим по формуле:



    где - коэффициент гидравлического сопротивления, .



    Потери давления в УБТ:

    .





    Потери давления в кольцевом пространстве определим по формуле:



    .









    для кольцевого пространства



    Суммарные потери:









    Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных насадок. Зная действительный расход и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра определяют расчетный диаметр насадки для интервала бурения до 1899 м:



    где - число насадок в долоте.



    После чего определяем фактический перепад давления на долоте:





    Давление на стояке




    СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ




    1. Соловьев В.А., Хузина Л.Б., Файзуллин В.А. Методические указания по выполнению курсового проектирования по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск: АГНИ, 2012г.

    2. Хузина Л.Б., Соловьев В.А., Шайхутдинова А.Ф. Технология бурения нефтяных и газовых скважин(часть2). – Альметьевск: АГНИ, 2014г.

    3. Файзуллин В.А. Учебное пособие по выполнению курсового проектирования по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск. АГНИ, 2008г.

    4. Соловьева Н.В. Голубь С.И. Учебно-методическое пособие для проведения практических занятий «Гидроаэромеханика в бурении. Экспериментальное определение реологических характеристик». – Альметьевск. АГНИ, 2005г.

    5. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые». – М.: ООО «Недра - Бизнесентр», 2001г.

    6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Заканчивание скважины». – М.: Недра, 2000г.

    7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – М.: ООО «Недра - Бизнесентр», 2001г.

    8. Бабаян, Э. В. Инженерные расчеты при бурении / Э. В. Бабаян, А. В. Черненко. — Москва : Инфра-Инженерия, 2016. — 440 c. — ISBN 978-5-9729-0108-1. — Текст : электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS : [сайт]. — URL: http://www.iprbookshop.ru/51724.html (дата обращения: 2.05.2020).


    1   2   3   4   5   6   7   8

    написать администратору сайта