Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2023 г. Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Иркутский национальный исследовательский технический университет.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 134
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
находится ближайший нормализованный диаметр долота Dд.н. из нормального ряда долот по ГОСТ 20692-80 (Табл. 2).
Dд.н. = 393,7 мм
Все результаты расчетов сведены в сводную табл. 3.4. Используя материалы совмещенного графика давлений и расчеты глубин спуска обсадных колонн в табл. 3.4 определены объемы бурения под каждую обсадную колонну по вертикали и по стволу скважниы.
Таблица 3.4 – Сводная информация по конструкции скважины по вертикали и по стволу скважины
3.3.5 Определение высоты подъема цементного раствора для всех
обсадных колонн
При определении высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве руководствуются следующими правилами:
– Направление и кондуктор цементируются от башмака колонны до устья скважины.
– Эксплуатационная обсадная колонна цементируется от башмака эксплуатационной колонны на отметку выше башмака промежуточной обсадной колонны (или кондуктора) по стволу скважины на 500 м для газовых скважин, на отметку 120 м.
Вся информация по цементированию обсадных колонн отражается с учетом глубин спуска колонн по вертикали и стволу скважины сведена в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Интервалы цементирования обсадных колонн
3.4 Бурильная колонна
Бурильная колонна включает в себя следующие элементы: утяжеленные бурильные трубы (УБТ), cтальные бурильные трубы (СБТ) или легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), ведущая бурильная труба, резьбовые переводники, центраторы и калибраторы.
Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра; многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерными); многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности стали, одного и того же наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений. Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.
Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воздействию различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощь забойных двигателей (турбо-, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее периодического проворачивания и др.
При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет изгибающего момента от действия центробежных сил при вращении колонн; за счет крутящего момента, необходимого для непрерывного вращения колонны и др.
Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб возрастают от забоя к устью скважины.
3.4.1 Выбор конструкции бурильной колонны
По конструкции бурильные колонны бывают следующими:
– одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из труб
одного и того же наружного диаметра;
– многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб
различных наружных диаметров;
– многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной
и той же группы прочности, одного и того же наружного диаметра,
одинаковой конструкцией резьбовых соединений, но с разной толщиной
стенки, или разных групп прочности.
Нижний участок колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.
Гладкие горячекатаные УБТ рекомендуется применять только для бурения с забойными двигателями; УБТС - для бурения роторным способом и в осложненных условиях.
Для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом рекомендуется использовать трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК, и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в осложненных условиях - трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС, ТБПВ; для бурения наклонно направленных скважин с использованием забойных двигателей - трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ.
Наддолотный комплект обычно принимается длиной 500 м, устанавливается над УБТ и составляется из бурильных труб типа ТБВК, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с максимальной толщиной стенки.
Ведущие трубы сборной конструкции квадратного сечения изготавливаются из стали групп прочности Д и К, переводники из стали 40ХН.
Бурильные трубы изготавливаются из стали пяти групп прочности Д, К, Е, Л, М. Стандартная длина бурильных труб 12,0 м.
3.4.2 Расчет бурильной колонны
При бурении забойными двигателями расчет колонны бурильных труб сводится к выполнению следующих расчетов:
Исходя из диаметра долота, используемого при бурении под эксплуатационную колонну, производится расчет диаметра УБТ. В дальнейшем с учетом допустимой осевой нагрузки на буровое долото производится расчет длины колонны УБТ.
Расчет бурильных труб начинаем с определения расчетного диаметра бурильных труб с учетом того, что соотношение диаметра бурильных труб и диаметра УБТ должно быть не менее 0,75, при меньшей величине соотношения в верхней части УБТ включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра.
Длину каждой секции (кроме первой) рассчитывают на основе условия, что в самом верхнем сечении этой секции нагрузка растяжения не должна превосходить допустимого значения растяжения.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения - 1,4.
Выбор и расчет бурильной колонны производится в соответствии с Методическими Указаниями [4].
Исходные данные для расчетов:
Проектная глубина по стволу скважины Lскв = 2164,8 м.
Турбобур марки – 3ТСШ1-195ТЛ.
Масса турбобура –
= 4325 кг.
Диаметр турбобура Dтб =195 мм.
Перепад давления на турбобуре Ртб = 4,0 МПа.
Бурение ведется буровыми долотами типа PDC диаметром 222,3 мм.
Перепад давления на буровом долоте Рд = 3,5 МПа.
Максимально допустимая осевая нагрузка Рдол до 150 кН. (как правило диаметр долота умножить на 0,75)
Плотность бурового раствора ρ
бр = 1050 кг/м3..
Плотность стали ρ ст = 7850 кг/м3..
Расчет колонны УБТ
Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ d
убт и долот Dдол , отраженные в табл. 3.5.
Таблица 3.5. – Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и диаметров
долот
При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя.
В случае использования первой секции УБТ большого диаметра производится включение в колонну секций УБТ меньшего диаметра для плавного перехода к диаметру бурильных труб.
В месте соединения бурильных труб с УБТ соотношение их диаметров должно быть не менее 0,75. Если условие не соблюдается, то во избежание концентрации напряжений в верхней части включают несколько УБТ меньшего диаметра.
Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ не более 3.
1. По формуле (3.34) определяем расчетный диаметр УБТ. (для особо одаренных – проверьте нумерацию формул)
По характеристикам УБТ (Табл. 2) принимаем ближайшее стандартное значение диаметра УБТ=178 мм. При этом масса 1 метра УБТ qуб составит 145 кг.
2. По формуле 3.35 определяем вес турбобура
исходя из массы турбобура.
Dд.н. = 393,7 мм
Все результаты расчетов сведены в сводную табл. 3.4. Используя материалы совмещенного графика давлений и расчеты глубин спуска обсадных колонн в табл. 3.4 определены объемы бурения под каждую обсадную колонну по вертикали и по стволу скважниы.
Таблица 3.4 – Сводная информация по конструкции скважины по вертикали и по стволу скважины
| Наименование обсадной колонны | Интервал (объем) бурения по вертикали, м | Интервал (объем) бурения по стволу скважины, м | Диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм | Диаметр обсадной колонны, мм | |||||||
| от | до | всего | от | до | всего | | | ||||
| Направление | 0 | 40 | 40 | 0 | 40 | | 393,7 | 351 | |||
| Кондуктор | 0 | 620 | 620 | 0 | 656,8 | | 320 | 273 | |||
| Промежуточная колонна | - | - | - | - | - | - | - | - | |||
| Эксплуатационная колонна | 0 | 1930 | 1930 | 0 | 2164,8 | | 222,3 | 178 | |||
| Хвостовик | – | – | – | – | – | – | – | – | |||
3.3.5 Определение высоты подъема цементного раствора для всех
обсадных колонн
При определении высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве руководствуются следующими правилами:
– Направление и кондуктор цементируются от башмака колонны до устья скважины.
– Эксплуатационная обсадная колонна цементируется от башмака эксплуатационной колонны на отметку выше башмака промежуточной обсадной колонны (или кондуктора) по стволу скважины на 500 м для газовых скважин, на отметку 120 м.
Вся информация по цементированию обсадных колонн отражается с учетом глубин спуска колонн по вертикали и стволу скважины сведена в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Интервалы цементирования обсадных колонн
| Тип обсадной колонны | Интервал цементирования по вертикали, м | Интервал цементирования по стволу скважины, м | |||||
| От | До | Всего | От | До | Всего | ||
| Направление | 0 | 40 | 40 | 0 | 40 | 40 | |
| Кондуктор | 0 | 620 | 620 | 0 | 656,8 | 656,8 | |
| Промежуточная | - | - | - | - | - | - | |
| Эксплуатационная | 120 | 1930 | 1800 | 156,8 | 2164 | 2007,2 | |
3.4 Бурильная колонна
Бурильная колонна включает в себя следующие элементы: утяжеленные бурильные трубы (УБТ), cтальные бурильные трубы (СБТ) или легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), ведущая бурильная труба, резьбовые переводники, центраторы и калибраторы.
Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра; многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерными); многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности стали, одного и того же наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений. Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.
Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воздействию различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощь забойных двигателей (турбо-, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее периодического проворачивания и др.
При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет изгибающего момента от действия центробежных сил при вращении колонн; за счет крутящего момента, необходимого для непрерывного вращения колонны и др.
Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб возрастают от забоя к устью скважины.
3.4.1 Выбор конструкции бурильной колонны
По конструкции бурильные колонны бывают следующими:
– одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из труб
одного и того же наружного диаметра;
– многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб
различных наружных диаметров;
– многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной
и той же группы прочности, одного и того же наружного диаметра,
одинаковой конструкцией резьбовых соединений, но с разной толщиной
стенки, или разных групп прочности.
Нижний участок колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.
Гладкие горячекатаные УБТ рекомендуется применять только для бурения с забойными двигателями; УБТС - для бурения роторным способом и в осложненных условиях.
Для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом рекомендуется использовать трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК, и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в осложненных условиях - трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС, ТБПВ; для бурения наклонно направленных скважин с использованием забойных двигателей - трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ.
Наддолотный комплект обычно принимается длиной 500 м, устанавливается над УБТ и составляется из бурильных труб типа ТБВК, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с максимальной толщиной стенки.
Ведущие трубы сборной конструкции квадратного сечения изготавливаются из стали групп прочности Д и К, переводники из стали 40ХН.
Бурильные трубы изготавливаются из стали пяти групп прочности Д, К, Е, Л, М. Стандартная длина бурильных труб 12,0 м.
3.4.2 Расчет бурильной колонны
При бурении забойными двигателями расчет колонны бурильных труб сводится к выполнению следующих расчетов:
Исходя из диаметра долота, используемого при бурении под эксплуатационную колонну, производится расчет диаметра УБТ. В дальнейшем с учетом допустимой осевой нагрузки на буровое долото производится расчет длины колонны УБТ.
Расчет бурильных труб начинаем с определения расчетного диаметра бурильных труб с учетом того, что соотношение диаметра бурильных труб и диаметра УБТ должно быть не менее 0,75, при меньшей величине соотношения в верхней части УБТ включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра.
Длину каждой секции (кроме первой) рассчитывают на основе условия, что в самом верхнем сечении этой секции нагрузка растяжения не должна превосходить допустимого значения растяжения.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения - 1,4.
Выбор и расчет бурильной колонны производится в соответствии с Методическими Указаниями [4].
Исходные данные для расчетов:
Проектная глубина по стволу скважины Lскв = 2164,8 м.
Турбобур марки – 3ТСШ1-195ТЛ.
Масса турбобура –
= 4325 кг. Диаметр турбобура Dтб =195 мм.
Перепад давления на турбобуре Ртб = 4,0 МПа.
Бурение ведется буровыми долотами типа PDC диаметром 222,3 мм.
Перепад давления на буровом долоте Рд = 3,5 МПа.
Максимально допустимая осевая нагрузка Рдол до 150 кН. (как правило диаметр долота умножить на 0,75)
Плотность бурового раствора ρ
бр = 1050 кг/м3..Плотность стали ρ
ст = 7850 кг/м3..Расчет колонны УБТ
Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ d
убт и долот Dдол , отраженные в табл. 3.5.
Таблица 3.5. – Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и диаметров
долот
| Диаметр долота Dдол , мм | ≤ 295,3 | ≥ 295,3 |
| Соотношение dубт / Dдол | 0,80–0,85 | 0,70–0,80 |
При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя.
В случае использования первой секции УБТ большого диаметра производится включение в колонну секций УБТ меньшего диаметра для плавного перехода к диаметру бурильных труб.
В месте соединения бурильных труб с УБТ соотношение их диаметров должно быть не менее 0,75. Если условие не соблюдается, то во избежание концентрации напряжений в верхней части включают несколько УБТ меньшего диаметра.
Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ не более 3.
1. По формуле (3.34) определяем расчетный диаметр УБТ. (для особо одаренных – проверьте нумерацию формул)
| dубт = (0,7 – 0,85)* Dдол , мм | (3.34) |
| где | dубт – диаметр УБТ, мм; Dдол – диаметр долота, мм; (0,7 – 0,85) – коэффициент, принимаем коэффициент равный 0,85. |
| dубт = (0,7 – 0,85) * Dдол = 0,85*222,3 = 188,9 мм. |
По характеристикам УБТ (Табл. 2) принимаем ближайшее стандартное значение диаметра УБТ=178 мм. При этом масса 1 метра УБТ qуб составит 145 кг.
2. По формуле 3.35 определяем вес турбобура
исходя из массы турбобура. =   | (3.35) |
| где |  вес турбобура, Н; – масса турбобура. кг;g – ускорение свободного падения, м/сек2, g = 9,81 м/сек2.  |