Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны

В общем случае проектирование и расчет БК производится по следующей схеме:

1. расчет УБТ:

а) определение типа и диаметра основной ступени УБТ;

б) сравнение по жесткости УБТ и обсадной колонны;

в) определение диаметров и длин дополнительных ступеней УБТ;

г) определение длины основной ступени;

д) расчет количества промежуточных опор;

е) определение моментов затяжки резьб УБТ. 2. расчет колонны бурильных труб:

а) определение типа бурильных труб, их диаметра и типа соединений по секциям;

б) проверка на выносливость бурильных труб каждой секции при одновременном воздействии переменных напряжений изгиба и постоянных напряжений растяжения (расчет запаса прочности по усталости);

в) расчет на статическую прочность;

г) проверка на прочность бурильных труб каждой секции под действием внутреннего избыточного давления (верхняя труба) и наружного избыточного давления (нижняя труба);

д) расчет замковых соединений;

е) расчет момента затяжки резьб;

ж) расчет наибольшей глубины спуска БК в клиновом захвате.

Производим расчет БК для эксплуатационной колонны по методике изложенной в источнике / 7 /.

Исходные данные:

1. Вид технологической операции - бурение.

2. Скважина наклонно направленная, профиль скважины состоит из пяти участков: Н = 2498 м, Н_в= 100м, R₁ = 573 м, R₂ = 286 м а_ll^к= а_lll^н= 28⁰, а_lV^к= а_V^н= 40⁰

3. Интервал бурения 750-2498 м.

4. Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм.

5. Конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения данного интервала: от 0 до 750 м - кондуктор диаметром 245 мм.

6. Способ бурения турбинный.

Турбобур двухсекционный диаметром 195 мм, вес турбобура Q_зд = 2500 кГс, длина 12 м.

7. Диаметр долота Q_д = 215,9 мм.

8. Осевая нагрузка на долото Q_д = 16,1 Тc.

9. Наружное давление 2,9 кГс/мм².

10. Перепад давления в турбобуре и долоте Δ_р = 0,6 кГс/мм².

11. Удельный вес бурового раствора γ _ж. = 1,2 кГс/см³.

12. Коэффициент трения колонны о породу μ =0,3.

13. Условие бурения -нормальные.  

14. Клиновой захват ПКР-560 с длиной клина l_к = 400 мм.

Расчет УБТ

Необходимо определить типы, диаметры и длины ступеней компоновки УБТ. Для неосложненных условий бурения по табл. 1 выбираем для первой

(основной) ступени УБТС. 2 с наружным диаметром D₀₁=178 мм (внутренний диаметр 80 мм, вес 1 м 155,9 кГс.

Эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм: при толщине стенки δ_ок= 6,5мм.Согласно формуле (3) имеем

 

D₀₁/D_ок= 1,209 > 0,755.

 

Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно табл. 2 должен составлять 127 мм.

По формуле (4) диаметр последней (n-й) перед бурильными трубами секции УБТ должен удовлетворять условию

D_on < (1,333*127) мм = 169,3 мм,

поэтому компоновку УБТ необходимо спроектировать ступенчатой. Диаметр УБТ второй ступени должен составлять

133,5<D₀₂ < 178 мм.

Этому условию, а также требованию к трубам последней ступени, удовлетворяют УБТ диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес 1 м 97,7 кГс.

Длину второй (переходной) ступени выбираем равной 12м. По формуле (6) вычисляем длину первой (основной) ступени УБТ

Принимаем l ₀₁ = 128 м. Тогда общий вес компоновки УБТ на воздухе

 Q₀= 155,9*128+97,7*12= 21127,6 кГс

Общий вес КНБК

Q_кн= (2500 + 21127,6)  = 20015,7 кГс

Общая длина компоновки УБТ

l₀ == 128+12 =140 м

Общая длина КНБК

l_кн = 140 + 14 = 154 м.

В соответствии с формулой (10) число промежуточных опор принимаем равным 4.

Моменты свинчивания (затяжки) принятых УБТС. 2 диаметром 178мм согласно табл. 5 составляют при σ_т =65 кГс/мм², μ’=0,13 (смазка Р-416) 3280-6500 кГс^.м;

для УБТ диаметром 146 мм при σ_т=45 кГс/мм², 1520-1930 кГс*м.

Расчет КБТ

В соответствии с табл. 2.7 для всей бурильной колонны могут быть использованы трубы с наружным диаметром 127 мм. С учетом небольшой глубины скважины, неосложненных условий бурения забойными двигателями для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа ТБВ. В нашем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диаметром 127 мм, толщинами стенок 9 и 10мм прочности Д и Е, а также трубы типа ТБВК (ГОСТ 631-75) тех же размеров и групп прочности. Тогда сформируем такую последовательность БТ:

 

Таблица 2.7

Порядковый номер БТ	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения	Ограничения по длине, м
1	ТБВ	127,0	9	Д	ЗУ-155	-
2	ТБВ	127,0	10	Д	ЗУ-155	250
3	ТБВ	127,0	10	Е	ЗУ-155	-
4	ТБВК	127,0	9	Л	ЗУК-155	-
5	ТБВК	127,0	10	Д	ЗУК-155	250
6	ЛБТ	129,0	11	Д16Т	ЗЛ-152	-

 

В соответствии с рекомендацией п. 2.2. первую над УБТ секцию КБТ длиной 250 м скомпонуем из БТ № 4. Эти трубы по табл. 2 соответствуют конструкции скважины по диаметрам тела и замкового соединения.

Допускаемое наружное избыточное давление в соответствии с табл.11, и условием (55) для данной трубы составляется

Р_кр = 4,03 кГс/мм²,

Р_н = 4,03/1,15 =3,5 кГс/мм²,

что выше действующего наружного избыточного давления 2,9 кГс/мм².

Так как длина первой секции задана (250м), проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя.

Q_Б1 =29,5*250(1-1,2 /7,85) = 6247,6 кГс,

Q_к = l,15* 20015,7(0,3*sin40⁰+cos40⁰)= 22071,6кГс,

Qp = 1,15 * 6247,6 + 0,991 + 0,6 * 8992 + 22071,6 = 34652,5 кГс

σ_m = 34652,5 / 3336 = 10,38 кГc/мм²,

[σ] = 65/1,4 = 46 кГc/мм²  

Фактический запас прочности составляет

σ_э = 65 /10,38 =6,2.

Согласно табл. 13 найденное растягивающее усилие Qp существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для ЗУ-155

Р_max = 208,9 Tc.

Проверим для первой секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка с большей интенсивностью искривления при подъеме БК. Длина искривленного участка l_u= 279 м.

Тогда Q_R = 1,15*20015,7*0,991 +0,6*8992 = 28206 кГс

При полученном значении ψ⁽⁺⁾ не существует решения трансцендентного уравнения (40) (см. рис. 2). Следовательно на всей длине искривленного участка бурильная колонна при ее подъеме располагается на верхней стенке скважины. Тогда при а = а_н = 0 и а_* = а_к из (38) получаем

 

,                   (2.40)

 

σ_m=23280/3336=6,9 кГс / мм²,

Т_с1 = 3,84 *10^-3* 2,1*10⁴ *279*584,4*14/12⁴ = 8877 кГс,

Т_с2 = 3 * 8877 = 26631 кГс,

Таким образом, Т_с1<Q_p<T_c2 поэтому

σ_umax= 976,55/91,98=10,6 кГс/мм²,

σ_э= 6,9 + 10,6 = 17 кГс/мм²,

Фактический запас прочности составляет n=65/17=3,8

Найденное по формуле (9) значение Qp также существенно меньше допустимой для замкового соединения. Таким образом, БТ № 4 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки первой секции КБТ.

Для компоновки второй секции принимаем БТ № 6 сформированной последовательности. Эта труба удовлетворяет технологическим требованиям по диаметрам тела и замкового соединения ЗЛ-152.

Допустимое избыточное наружное давление составляет

Р_кр = 4,92 кГс / мм²_,

Р_н = 4,92/1,15 = 4,27 кГс / мм^2,

что выше действующего наружного давления 2,9 кГс/мм².

Определим наибольшую допустимую длину второй секции (первое приближение) БТ № 4 по формулам

Q_pmax = 33*33,93/1,4 =79977,85 кГс,

что больше необходимой длины второй секции.

Необходимая длина второй секции

l₂ = 2968 - (14+140+250) = 2564м.

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины второй секции с целью удовлетворения условиям прочности на участках повышенной напряженности. Для этого, во первых, проверим выполнение условий статической прочности второй секции, на верхней границе искривленного участка для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя.

Длина части второй секции на наклонном участке

(Q_б2) _Н=14*2564-(1-1,2/279) = 20401,32 кГс,

Q_R = 1,15(20015,7+20401,32+6247,6)*1,023+0,6*8992 = 60293,79 кГс,

σ_m=53086,2/3393 = 15,6 кГс/мм²_,

Т_с1 = 3,84*10^-3 *0,72*10⁴*715*2798*11,5/12⁴ = 3058,77 кГс,

Т_с2 = 3*3058,77= 9176,31 кГс,

Таким образом Q_R >T_c2, поэтому

σ_umax= 659,16/111=5,9 кГс/мм²,

σ_э= 15,6 + 5,9 = 21,53 кГс/мм²,

Фактический запас статистической прочности составляет

n=33/21,53=1,53

Усилия Q_R здесь меньше допустимого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение ЗЛ-152.

Проверим выполнение условия статистической прочности для второй секции на устье скважины

(Q_б1) _В=14*520(1-1,2/2,78) = 4138 кГс,

Q_p = 1,15 * 4137 + 0,6 * 8992 + 53086,2 = 63239,58 кГс,

σ_m= 63239,58/4078=15,5 кГс/мм²_,

Фактический запас статистической прочности на устье скважины

n = 33/15,5 = 1,53

Усилие Qp здесь существенно меньше допустимого для ЗЛ-152.

Таким образом, БТ № 6 удовлетворяем всем условиям и принимается для компоновки второй секции КБТ.

Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для первой секции при коэффициенте охвата С=0,9 в соответствии с табл. 16 и формулам (68), (69) получаем:

Q_тк^С = 183000*0,9 = 164700 кГс

что значительно больше принятой длины секции l = 250.

Для второй секции аналогично

Q_тк^С = 168000*0,9 = 151200 кГс

что больше принятой длины секции = 2564м.

Таким образом, вся бурильная колона длиной 2968 м может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

В итоге проектировочного расчета из рабочего списка труб составлена следующая конструкция бурильной колонны таблица 2.8, которая при заданных условиях обеспечит бурение скважины турбинным способом.

 

Таблица 2.8 Конструкция бурильной колонны.

Интервал, м		Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	Назначение
От	До
0	750	III-295,3 МС-ГВ	ГОСТ 20690-75	Бурение под кондуктор
		Калибратор 8КС-295,3 СТ	ОСТ 39-078-79
		ТШ-240	ГОСТ 26673-90
		Центратор ЦД 295,3 МСТ	ОСТ 39-078-79
		УБТ.С 178	ТУ 14-3-835-79
		УБТ 146	ТУ 14-3-835-79
		ТБПК 127 * 10	ГОСТ 27834-95
750	2460	III-215,9 ТЗ-ГНУ	ГОСТ 20690-75	Бурение под эксплуатационную колонну
		Калибратор КС-215,9 СТ	ОСТ 39-078-79
		ТШ-195	ГОСТ 26673-90
		УБТ.С 178	ТУ 14-3-835-79
		УБТ 146	ТУ 14-3-835-79
		ТБПК 127 * 9	ГОСТ 27834-95
		ЛБТ 129 * 11	ГОСТ 23786-79
2460	2548	III-215,9 СЗ-ГВ	ГОСТ 20690-75	Бурение под эксплуатационную колонну
		Калибратор 1ОКС-215,9	ТУ 26-02-963-83
		ТШ-195	ГОСТ 26673-90
		УБТ.С2 178	ТУ 14-3-835-79
		УБТ 146	ТУ 14-3-835-79
		ТБПК 127 * 9	ГОСТ 27834-95
		ЛБТ 129 * 11	ГОСТ 23786-79

 

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться: