Инженерно-геологические условия бурения

где  - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции; i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу-вверх); n - количество ступеней компоновки УБТ.

Диаметр второй ступени будет  составлять

                                                     

                                                         

Этому условию соответствуют  трубы УБТ с наружным диаметром 159 мм (внутренний диаметр 80 мм, вес одного метра 116,4 кгс), причем они обеспечивают плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб. В связи с этим данная ступень является последней в компоновке УБТ.

Принимаю длину переходной ступени 24 м. Длину основной ступени УБТ вычисляю по формуле:

                 

где - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс); - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикального участка =0; К_д— коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения К_д = 1,333; - необходимая нагрузка на долото, Н (кгс); - плотность (удельный  вес) бурового раствора, г/см   (гс/см ); - плотность (удельный вес) УБТ, г/см

                            

     Принимаю длину УБТ 6 м, отсюда длина основной ступени равна 132 м.

Общий вес компоновки УБТ:

                                                       

.

  Общая длина

                                                    

Рассчитываю  необходимое  число промежуточных опор  и  расстояние между ними для основной ступени.

                                                             

где m - количество промежуточных опор; а - необходимое расстояние между промежуточными опорами,  м;  К_о - коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ. Для УБТ диаметром D_O>159 мм, К_о = 1,52;  L -длина полуволны УБТ вращающейся колонны, м;   I - осевой момент инерции, см⁴.

I = ;

678,1 м. ;

L = = 13,6 м. ;

a = 1,5213,6 = 20,7 м. ;

m = 132/20,7 = 6,6 – число промежуточных опор принимаем равным 7.

                          Расчет колонны бурильных труб

В соответствии с для компоновки всей колонны могут быть использованы бурильные трубы с наружным диаметром 127 мм.

Таблица 15- Используемые бурильные трубы

№	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки	Группа прочности	Тип замкового соединения
1	ПК	127	9	Е	ЗП-162-95
2	ПК	127	9	Л	ЗП-162-95
3	ПК	127	9	М	3П- 162-89
4	ПК	127	13	Е	3П-162-83
5	ПК	127	13	Д	ЗП-162-89

 

Для компоновки 1-й секции БТ необходимо использовать трубу, имеющюю наибольшую толщину стенки и наименьшую группу прочности .В соответствии с этой рекомендацией 1-ю под УБТ секцию КБТ длиной 250 м скомпоную из БТ № 5.

Проверим эти трубы  на соответствие расчетных коэффициентов  запаса прочности по усталости их нормативным значениям по следующим  формулам.

678,1 м.;

L = = = 13,6 м.;

f = ()/2 = (237,5 - 162)/2 = 37,75

где D_c - диаметр скважины: D_c = -К_к = 215,91,1 =237,5 мм;

К_к - коэффициент кавернозности; К_к = 1,1.

- наружный диаметр  замка, мм;

I - осевой момент инерции поперечного сечения бурильной трубы,

I = 753,9 см

L - длина полуволны изогнутой колонны, м;

f- стрела прогиба бурильной колонны, мм.

Наибольший изгибающий момент определяю по формуле:

= = = 318,6 кгсм

  Наибольшее напряжение изгиба определяю по формуле:

где W_oc - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 118,7 см .

= 318,6/118,7 = 2,68 кгс/.

Постоянные напряжения от осевого усилия Q:

                                                       _m = Q/F                                                 

_m   =0, т.к. Q=0.

Переменные напряжения (амплитуда) от изгиба:

= 2,68 кгс/ .

Расчетный коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям  вычисляется по предположению, что  касательные напряжения отсутствуют :

где - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба,                                                           =13,0  кгс/мм .

 

что больше нормативного n= 1,5.

В связи с тем, что длина  секции бурильных труб равна 250 м, проверяю эту секцию на статическую прочность  в верхнем сечении по следующим  выражениям:

где К — коэффициент, учитывающий  влияния сил трения, сил сопротивления  движению бурового раствора и сил  инерции, К=1,15; - перепад давления в долоте, кгс/мм²; m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции колонны бурильных труб;  Q_6i - вес i-ой секции колонны бурильных труб, кгс; Q_KH - вес компоновки  низа бурильной колонны,  кгс;  Q_p – растягивающая нагрузка, кгс;  F_к - площадь поперечного сечения канала трубы, мм². F_к = 8107 мм ; q_i - приведенный вес 1 м трубы i-ой секции;    i - длина i-ой секции бурильных труб, м;  Q_o - осевое усилие (вес компоновки УБТ), кгс;  F - площадь поперечного сечения трубы, мм².     F = 4560 мм².

;

;

;

;

[] = 38,7/1,5 = 25,8 кгс/;

.

     Таким образом бурильные трубы № 5 удовлетворяют всем требованиям.

Для компоновки второй секции рассмотрим бурильную трубу №4. Эта  труба удовлетворяет условиям по наружному диаметру тела трубы и  замкового соединения.

Проверим эти трубы на сопротивление усталости:

678,1 м.;

= = 13,6 м.;

 ;

L =  ;

L = 13,6 = 18,9м;

Наибольший изгибающий момент:

= = = 164,9 кгсм

Наибольшее напряжение изгиба:

= 164,9/118,7 = 1,39 кгс/

Постоянные напряжения осевого  усилия:

_m = Q/F = 8740,6/4560 = 1,92 _;

= = 164,9/118,7 = 1,39 кгс/.

 

 

Сопротивление усталости  бурильной колонны, находящейся  под действием переменных во времени  нормальных напряжений от изгиба, постоянных напряжений от кручения, характеризуется  расчетным значением коэффициента запаса прочности:

 

 

где - предел  выносливости  трубы, =  13,5  кгс/мм²;  - амплитуда переменных напряжений изгиба, = ; - предел прочности, = 65 кгс/мм²; - постоянное напряжение от растяжения, = 1,91 кгс/мм².

Допускаемая из условий статической  прочности по телу трубы длина  m-ой секции бурильной колонны l_m определяется из выражения:

 

 

,

    где  - максимальная допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы m-ой секции, кгс; - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. = 1,04; F_к, F – площади поперечного сечения канала и тела трубы m-ой секции, мм ; n - нормативный коэффициент запаса прочности, n=1,5.

_;

 

Т.к. до полной компоновки не хватает длины :

 

Следовательно длину 2-й секции БТ принимаем равной 1494 м.

Таким образом 

 

Таблица 16 - Результаты проектировочного расчета бурильной колонны Компоновка бурильной колонны (снизу-вверх)

№	Интервал, м		Тип	Размеры, мм	Группа	Длина
п/п	от	до	трубы		прочности	секции, м
1 2	4300 4168	4168 4143	УБТ УБТ	178x80 159x80		132 24
3 4	4143 3893	3893 884	ПК ПК	127x13 127x13	Д Е	250 1494
Итого						1900

 

           

 

        6. Выбор комплектной буровой установки

  При выборе типа буровой установки в качестве исходного условия принимается глубина бурения, а затем проверяют подходит ли она по нагрузке на крюке. Расчетный вес самой тяжелой обсадной колонны или нагрузка, возможная при ликвидации прихвата бурильной колонны, не должны превышать допускаемой нагрузки на крюке.

  По правилам безопасности выбор буровой установки должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске наиболее тяжелых бурильных и обсадных колонн, а также при ликвидации аварий не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке». Выбор проводим по наибольшей из указанных нагрузок.

  Вес эксплуатационной колонны

где - длина эксплуатационной колонны; - теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80,  =336 Н (ОТТГ с нормальной муфтой)

 

Вес бурильной колонны  с УБТ:

 

По глубине бурения  выбираем буровую установку БУ 2500/160ДГУМ1. Допускаемая нагрузка на крюке данной установки составляет 1600kH. Проверяем установку по грузоподъемности, для этого рассчитываем

638.4кН< 0,6 1600 кH;

638.4кН< 960 кH;

801.65 < 0,9 1600 кH;

801.65 < 1440 кH.

Таким образом, выбранная  установка удовлетворяет всем требованиям, ее техническая характеристика и  комплектность приведены в табл. 17.

 

Таблица 17 - Основная техническая характеристика и комплектность буровой установки:

Параметры	БУ 2500/160ДГУМ1
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	1600
Условная глубина бурения, м	5000
Скорость подъема элеватора(без  нагрузки),м/с	1,95
Расчетная мощность на входном  валу, кВТ	550
Диаметр отверстия в столе  ротора, мм	560
Расчетная мощность привода  ротора, кВТ	180
Мощность бурового насоса, кВТ	600
Вид привода	ДГ
Масса установки, т	359
Вышка	Сб.01/БУ2500ЭУ
Вертлюг	Б1.56.00.000
Кронблок	Сб.10А/БУ2500ЭУ
Крюкоблок	Сб.11Б/БУ2500ЭУ
Вертлюг	УB-320 MA
Ротор	Б1.17.03.000
Лебедка	Сб.02/ЛБ-750
Насос	НБТ-600-1

Список использованных источников

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08— 624-03:   утв.   Гостехнадзором   России   05.06.03.   -   Вып.   4.   -   Сер.    08 Нормативные   документы   по   безопасности,   надзорной   и   разрешительной деятельности  в  нефтяной  и  газовой  промышленности.  - М.:  ГУП  «НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.

2.   «Инструкция по  расчёту обсадных колонн для  нефтяных и газовых скважин» - Даниленко О. Д., Кузнецов В.  Ф..

3.  Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. - 489с.

4. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство   по   технологии   бурения   скважин   на   жидкие   и   газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие. / Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

5.  Международный транслятор-справочник «Шарошечные долота». Под научной редакцией проф. В.Я. Кершенбаума и проф. А.В. Торгашова. - М.: Издательство «Нефть и газ», 2000.

6.  Инструкция по расчету бурильных колонн. АООТ «ВНИИТнефть». М., 1997. Согласована  с Госгортехнадзором России, № 10-13/298 от 11.06.97.

7.   Буровое   оборудование:   Справочник   в   2-х   т./   Абубакиров  В.   Ф., Архангельский В. Л., Буримов Ю. Г. и др. М.: Недра, 2000. - Т. 1.