ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.3.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Компоновка бурильной колонны в общем случае включает в себя породоразрушающий инструмент, керноотборный инструмент, забойный двигатель, УБТ, маховики, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, переводники, бурильные трубы и ведущую трубу. Проектирование колонны бурильных труб (КБТ) заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную КБТ принимается такая, вес которой минимален, и используются трубы низких групп прочности. При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны, нижняя часть бурильной колонны сжата, верхняя растянута, так что наибольшие сжимающие нагрузки действуют в самом нижнем сечении колонны. На некотором расстоянии от забоя располагается нейтральное сечение. Если всю нагрузку на долото создавать лишь весом бурильных труб, то изгибающие напряжения могут достигать значительных величин, особенно в местах кавернообразований, и представлять опасность для целостности труб, герметичности резьбовых соединений и т.д. Поэтому следует увеличить продольную жесткость низа колонны, путем резкого увеличения диаметра и толщины стенок на этом участке. Такими трубами являются утяжеленные бурильные трубы. Применением утяжеленных бурильных труб достигается: передача достаточно большой нагрузки на долото при малой длине УБТ; увеличение осевого момента инерции и осевого момента сопротивления; снижение прогиба и напряжения от продольного изгиба. При применении УБТ в компоновке низа бурильной колонны благодаря большой жесткости предупреждается резкое искривление ствола скважины. Расчет бурильной колонны производится согласно действующей инструкции и включает расчет УБТ, непосредственно бурильных труб, замковых соединений, допустимых избыточных наружных и внутренних давлений очистного агента, а также максимальной глубины спуска колонны на клиновых захватах в соответствии с принятой конструкцией и запроектированными параметрами режима бурения. Бурение интервала 0-649 м осуществляется долотом, диаметр которого равен 393,7 мм. В соответствии с принятыми условиями бурения и диаметре долота 393,7 мм принимаем наружный диаметр Д01 основной ступени УБТ - 178 мм. Выбираем УБТС 178  90 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d01 равен 90 мм, вес 1 п.м. трубы q01 = 1,56 кН; длина трубы 12 м.Жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, в противном случае при спуске обсадной колонны возможны посадки. Так как УБТ и трубы обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определим по формуле [11]:  (2.25)где ДОК - наружный диаметр обсадной колонны, мм; δОК - толщина стенки обсадной колонны, мм. Тогда  , т.е. 0,549 ≥ 0,4944 - условие соблюдается.Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ и КБТ должно выполняться следующее условие [11]:  (2.26)где ДОП - диаметр последней ступени УБТ, мм; Д1 - диаметр бурильных труб первой секции, мм. Наружный диаметр бурильных труб первой секции Д1 принимается в соответствии со способом бурения и диаметром обсадных труб для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений и определяется согласно рекомендациям: Д1=127 мм  . Условие плавного перехода по жесткости (2.26) между УБТ и КБТ не выполняется, поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой. При переходе между ступенями УБТ должно быть удовлетворено условие[11]:  , (2.27)где D0(i-1),- диаметр предыдущей ступени УБТ, мм; D0i - диаметр последующей ступени УБТ, мм. Выбираем УБТС 146 74 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d01 равен 74 мм, вес 1п.м. трубы q01 = 97 кг, длина трубы 8 м. - условие соблюдается.Длина переходной ступени УБТ принимается равной длине одной трубы. Длина основной ступени УБТ l01 приближенно может быть определена по формуле[11]:  (2.28)где  - осевая нагрузка на долото, Н;  - вес 1 м основной ступени УБТ, Н/м;  - коэффициент нагрузки на долото, для бурения ВЗД,  ;  - удельный вес материала УБТ, гс/см3;  - удельный вес бурового раствора, гс/см3;  - вес забойного двигателя, кгс;  -суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н;  - длина i-й переходной ступени УБТ, м;  - вес 1 м переходной ступени УБТ, Н/м. мВ соответствии с полученным результатом, а также учитывая длину трубы УБТС 178 90 равную 12 м. принимается длина основной ступени 40 м.Общая длина КНБК: LКНБК = 4,0+40,0 +24,0 + 60 +8 = 76 м. Общий вес КНБК в скважине определяется по формуле: Q  , (2.29)где  - число ступеней КНБК;  - длина i-й секции, м; - удельный вес бурового раствора, гс/см2;  - удельный вес материала, гс/см2; - приведенный вес 1 метра трубы i-й секции, кгс/м.QКНБК  кН.Для ограничений прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Расстояние а между промежуточными опорами для УБТ 178  90 составляет 33,4 м. Число опор m определяется по формуле[11]:m = l0/a (2.30) Принимается 2 промежуточные опоры с поперечным размером равным 203 мм. Резьбовые соединения УБТ-178 90 и УБТ-146-74 должны быть свинчены крутящими моментами МЗТ = 2470 3260 кгс·м и МЗТ = 1280 1630кгс·м соответственно (меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее - условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения, допустимыми является весь диапазон моментов - от нижнего до верхнего) [11].В начале проектирования колонны в зависимости от способа и условий бурения производится выбор типа бурильных труб в соответствии с приоритетным перечнем. Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250-300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ). Согласно условию плавного перехода от колонны УБТ к КБТ удовлетворяют стальные БТ ТБПК-127 12,7Д. Принимается длина первой секции колонны бурильных труб l1=300 м. Вторая секция проектируется из труб ТБПК 127 9,2 группы прочности Л.Допустимое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по формуле [11]: [σ]=σТ/n (2.31) где σТ - предел текучести при растяжении, σТ = 38,0 кгс/мм2; n - нормативный запас прочности, n=1,4. [σ] = 38,0/1,4 = 27,14 кгс/мм2. Вес первой секции QБ1 определяется по формуле: QБ1= 40,6·300·(1-1,08/7,85)=10504,3кгс  Растягивающая нагрузка QP определяется по формуле[11]:  (2.32)где  - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора, устанавливается по данным в конкретных условиях бурения, при проектировочных расчетах ориентировочно можно применять К=1,15; m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ; QБi - вес i-й секции КБТ; QКН - вес КНБК, кгс;  - перепад давления в забойном двигателе и долоте, ∆P = 0,6 кгс/мм2;FК- площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм2,  Тогда QP =1,15·(10504,3+9615,8)+0,6·8107=27484,82 кгс. Напряжение растяжения определяется по формуле[11]: σМ=QP/F (2.33) где F- площадь поперечного сечения тела трубы, F = 4560 мм2. Определим σМ=27484,82/4560=6,03 кгс/мм2. ,03 кгс/мм2 < 27,14 кгс/мм2. Действующее эквивалентное напряжение, меньше допускаемого, следовательно, условие прочности на статическое нагружение соблюдается, а фактический запас прочности больше нормативного.  Допустимые избыточные наружное PН и внутренние РВ давления на тело трубы составляют [11]:  (2.34) (2.35)где PKP - критическое наружное давление, кгс/мм2; РТ - предельное внутреннее давление, кгс/мм2; n - нормативный запас прочности для наружного и внутреннего избыточного давлений, принимается n=1,15.   Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, первая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление. В процессе проектировочного расчета КБТ проводится расчет замковых соединений с целью проверки допустимости нагрузок, действующих на бурильную колонну, для замковых соединений. Иными словами, действующая осевая нагрузка QP в опасных сечениях должны быть меньше допустимой PMAX на замковое соединение. В данном случае для замков ЗП-162-89 PMAX = 282Тс при n=1,4 и графитовой смазке QP=39,033 Тс[11]. ,033Тс<282Тс. Следовательно, действующее осевое усилие допустимо для замков первой секции КБТ. Для замков типа ЗП-162-89 при n=1,4 и графитовой смазке момент затяжки МЗТ=2908 кгс·м. Наибольшая глубина lK1 первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 (при длине клиньев lK = 400 м) определяется по формуле [11]:  (2.36)где  - удельный вес материала трубы, гс/см3;  - удельный вес бурового раствора, гс/см3; qm - вес одного метра трубы секции, кгс/м; n - нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате, n=1,15. Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате  определяется по формуле[11]: (2.37)где  - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс; С - коэффициент охвата (для ПКР-560 С=9).   =2078 мДопустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции значительно больше ее длины, следовательно, вся она может быть спущена с использованием ПКР-560. Необходимая длина второй секции L2 рассчитывается по формуле: L2 = HСКВ - LКНБК - LК1. (2.38) L2 = 3300 - 75,352 - 300 = 2924,648 м. Наибольшая допустимая длина второй секции КБТ l2 из труб ТБПВ 147 13 определяется по формуле[11]: (2.39)где  - максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, кгс; Кτ - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы, Кτ=1; K - коэффициент учитывающий влияние сил трения, сопротивлению движению бурового раствора, K =1,15; m - порядковый номер от УБТ секции КБТ; QБi - вес i-й секции КБТ, кгс; - перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм2; FK - площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм2; qm - приведенный вес одного метра трубы m-й секции, кгс/м. Максимальная допустимая растягивающая нагрузка QPMAX равна[11]:  (2.40)где σТ - предел текучести материала трубы m-й секции, мм2; n - нормативный запас прочности,n =1,4.  кгс. =7605 м.Расчетная длина второй секции превосходит необходимую длину. Допустимое напряжение [σ]определяется по формуле 2.31:  Вес второй секции QБ2 определяется по формуле 2.29:  Растягивающая нагрузка в верхнем сечении второй секции рассчитывается по формуле 2.32:  Максимальное напряжение растяжения определяется по формуле 2.33:  .Таким образом, эквивалентное напряжение меньше допускаемого, а фактический запас прочности больше нормативного.  Допустимые избыточные наружное PH и внутренние PB давления на тело трубы определяются по формулам 2.34 и 2.35 соответственно: PH≤4,14/1,15=3,6 кгс/мм2; PB≤5,11/1,15=4,44 кгс/мм2. Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, вторая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление. Для замков ЗЛ-172 PMAX=208,8Тс при n=1,4 и графитовой смазке QP=84,054Тс. ,054Тс<208,8Тс Следовательно, действующее осевое усилие допустимо для замков второй секции КБТ. Для замков типа ЗЛ-172 при n=1,4 и графитовой смазке момент затяжки MЗТ=2432 кгс·м. Наибольшая глубина спуска второй секции КБТ определяется по формуле 2.36, предельная осевая нагрузка по формуле 2.37, в которой    Аналогичным образом проводится расчёт бурильной колонны для каждого интервала скважины. В настоящее время для расчётов бурильных колонн широко применяются ЭВМ, позволяющие облегчить расчёты. Таким образом, компоновка низа бурильной колонны при бурении всей скважины представлена в таблице 2.7 Таблица 2.7 - Конструкция бурильной колонны
* - при появлении признаков желообразовния установить противожелобной (210-215 мм) центратор над УБТ; ** - для соединения ясса с УБТ использовать безопасный переводник *** - допускается применение раздвижного расширителя “Reamaster” | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||