РГП Методичка Калинин А.Г. Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007
 Скачать 2.67 Mb.
|
|
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 ℓУБТ = 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)  м7. Длина колонны L = ℓдоп(9Д) + ℓ2(10Д) + ℓУБТ = 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. ℓ3 = 3500 – (ℓдоп(9Д) + ℓ2(10Д) + ℓУБТ) = 3500 – 3042,6 = 457, 4 м. Результаты расчетов сводим в табл. 5.22. Таблица 5.22
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
Продолжение табл. 5.23
Выбираем турбобур ТС4А-127, Gт = 10900 Н = 0,011 МН; ℓт. = 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. = ℓдоп + ℓт + ℓУБТ = 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. Из табл. 5.23 видно, что, например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддолотную часть. Выделяют два основных типа компоновок – жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок – получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, но и также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.  Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость. Жесткие компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Схемы жестких компоновок показаны на рис. 5.3 (д-к) Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса или маятниковом эффекте и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей длине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины. Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол. Схемы отвесных компоновок показаны на рис. 5.3 (а-г) При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии. 5.5.1. Опорно-центрирующие элементы компоновок К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители. Центратор – элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центратора. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис.5.7. Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до номинального диаметра. Это увеличение, а также более стабильная работа за счет снижения поперечных колебаний способствует повышению стойкости долот при бурении на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор. Основные характерные признаки калибраторов и центраторов: наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со стенками скважины; длина их составляет один-два диаметра породоразрушающего инструмента. Стабилизаторы – элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления скважины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 5.8. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие: наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии; длина их составляет 50-80 диаметров породоразрушающего инструмента. Маховик – элемент КНБК, устанавливаемый под валом турбобура и служащий для увеличения вращающейся массы вала турбобура (см. рис. 5.8). Расширитель - элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для увеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший (рис. 5.9). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные (см. рис. 5.9) и дисковые (см. рис. 5.9).    Рис.5.7. Центраторы:а - металлический лопастный (тип ЦМ); б - резиновый каркасный (тип ЦРК); в - с обрезиненным стволом и металлической муфтой (тип ЦР); г - шарнирный (тип ЦШ); д - с плавающим валом турбобура (тип ЦВТ); е - межсекционный (тип ЦС).  | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||