- •Предисловие.
- •1. Типизация геологических условий и выбор породоразрушающего инструмента.
- •Классификация горных пород (по л.А. Шрейнеру)
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
- •Основные параметры лопастных долот
- •Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
- •Параметры керноприемных турбобуров (турбодолот) со съемным и несъемным керноприемниками.
- •2. Проектирование конструкции скважины.
- •2.1. Общие положения.
- •Перечень исходных данных, поступающих от заказчика и необходимых при обосновании и расчете конструкции скважины
- •2.2. Обоснование конструкции скважины в интервале продуктивного пласта.
- •2.3. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.
- •2.4. Соглосование диаметров обсадных колонн и долот.
- •Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
- •Минимальная допустимая разность диаметров ствола cкважины и муфты обсадной колонны по [ 27 ]
- •Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа тбо
- •Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ог1м
- •3. Выбор способа бурения
- •Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
- •Основные параметры винтовых забойных двигателей
- •Основные характеристики электробуров
- •4. Выбор бурового оборудования1
- •Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (гост 16293-82)
- •Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ
- •Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
- •Технические характеристики буровых установок
- •Под промежуточную колонну
- •Основные параметры буровых насосов
- •Основные параметры компрессоров
- •Техническая характеристика роторов
- •Основные параметры вышек буровых установок
- •Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков
- •Основные параметры вертлюгов
- •Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
- •Основные технические характеристики превенторов
- •5. Выбор и расчет бурильной колонны.
- •5.1. Выбор элементов бурильной колонны
- •Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
- •Размеры бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками
- •Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу тбпв
- •Примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.
- •Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава д16т, и замков к ним
- •Основные размеры и масса замков для сбт
- •Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам
- •Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения
- •Основные размеры и масса убт
- •5.2. Выбор параметров убт
- •Диаметры, мм, нижней убт и долот
- •Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры убт, мм
- •Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны
- •Коэффициенты потери веса колонны убт в буровом растворе
- •Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
- •5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
- •Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, мПа
- •Геометрические характеристики буровых труб
- •5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении
- •5.5. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (кнбк)
- •5.5.1. Опорно-центрирующие элементы компоновок
- •5.5.2. Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)
- •Основные параметры убт
- •5.5.3. Расчет жестких компоновок
- •5.5.4. Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения
- •6. Расчет параметров режима бурения
- •6.1. Роторное бурение
- •Допустимые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот (по гост 20692-75)
- •Режимы эксплуатации долот
- •Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
- •Рациональные диаметры долота, убт и бурильных труб, мм
- •6.2. Турбинное бурение
- •Основные параметры турбобуров (ту 26-02-367-71)
- •Суммарная площадь промывочных отверстий долот
- •Гидравлические потери в долотах
- •Гидравлические потери в бурильных трубах
- •Гидравлические потери в кольцевом пространстве
- •Гидравлические потери в замках
- •Список литературы
- •Oглавление
5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении
При турбинном бурении колонна бурильных труб неподвижна и воспринимает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления кверху от турбобура из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разгружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при турбинном бурении сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.
Расчет делается в следующей последовательности.
1. Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 5.9
2. Определяется допустимая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:
(5.29)
где Qр – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,
Qр= , (5.30)
т – предел текучести материала труб, МПа; Fтр – площадь сечения труб, м2; n – коэффициент запаса прочности, n = 1,3 для нормальных условий, n = 1,35 для осложненных условий; Qпр – предельная нагрузка, МН; k – коэффициент, k = 1,15; G – вес забойного двигателя, МН; Рт – перепад давления в турбобуре, МПа; qб.т – вес 1 м бурильных труб, МН; Fк – площадь сечения канала труб, м2.
Остальные обозначения те же, что и в формуле (5.22).
Значения Fтр, Fк, qб.т, т берутся из табл. 5.20.
Общая длина колонны:
L = ℓдоп + ℓУБТ, (5.31)
где ℓУБТ – длина утяжеленных труб, м.
3. Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций.
Длина каждой последующей секции определяется по формуле:
, (5.32)
где Qpm, Qpm-1 – допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; qб.т.m – вес 1 м труб последующей секции, МН.
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)
м
7. 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
Показатели |
Номера секций снизу вверх |
||
1 |
2 |
3 |
|
Толщина стенки трубы, мм |
9 |
10 |
9 |
Группа прочности материала труб |
Д |
Д |
К |
Длина секции, м |
2658 |
309,6 |
457,4 |
Вес 1 м трубы, Н/м |
300 |
326 |
300 |
Вес секции, МН |
0,797 |
0,1 |
0,137 |
Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,151 МН |
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 при n = 1,3.
Qр =
3. Определим допустимую глубину спуска по формуле (5.29), где k – 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
Показатели |
Диаметр долота, мм |
||||
151-139,7 |
165,1-158,7 |
190,5 |
215,9 |
215,9 |
|
Диаметр УБТ,мм
Диаметр бурильных труб, мм Диаметр обсадной колонны, мм |
121 108 89
114 |
133 121 102
127 |
159 146 114
146 |
178 159 127
168 |
178 159 127 178 |
Продолжение табл. 5.23
Показатели |
Диаметр долота, мм |
|||||
|
244,5 |
269,9 |
295,3 |
349,3 |
393,7 |
393,7 |
Диаметр УБТ,мм
Диаметр бурильных труб, мм Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм |
203
178
140
197 |
229 203 178 140
219 |
254 229 203 178 140
245 |
273 254 229 203 178 140
273 |
299 273 254 229 203 178 140
299 |
299 273 254 229 203 178 140
324 |
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.