Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

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. Принцип  действия  отвесных  компоновок  обоснован на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей лине 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 допусти-мый зенитный угол.

При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять  смену  типов  компоновок  в  зависимости  от свойств горных пород, а также  данных инклинометрии и кавернометрии.

 

2.5.1 Расчет компоновки  низа бурильной колонны.

 

Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции  скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности.

 

Эксплуатационнаяколонна:

Для бурения под эксплуатационную колонну (d146мм) применялоль долото 188,9мм., исходя из диаметра долота подбираем рекомендуемый диаметр основной секции УБТ (составляющей основную нагрузку и находящуюся непосредственно над долотом илли забойным двиготелем) [табл. 8,1 Каоинин, Ливитский с.235]Диаметр УБТ 165мм

Жесткость наддолотного участка  УБТ должна быть не менее жесткости  обсадной колонны, под которую ведется  бурение.Для обеспечения этого условия [табл. 8.12 Калинин, Левитский с.235]приводятся сочетаниядиаметров обсадных труб и минимально допускаемых диаметров УБТ.

Исходя из данных этой таблицы оптимальный диаметр УБТ под колонну 146мм должен быт не менее 146мм, но исходя из первого условия оставляем диаметр УБТ 165мм.

Соотношение диаметров бурильных  труб dб.т, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ dубт должно быть следующим: dб.т /dубт ≥ ≥ 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоятьиз труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8.Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных труб и диаметров обсадных колонн приведены в [табл. 8.13.Калинин, Левитский с.235] Для наших условий диаметр бурильных труб 89мм.

Проверяем соотношение:

                                                        (18)

 

 

 

Условие не соблюдается, следовательно  компоновка УБТ должна быть многоразмерной, при этом должно соблюдаться соотношение  диаметров секций, приведённое выше.

Таким образомнаиболее оптимальным будет сочетание следующих диаметров секций УБТ: 165×133×114, для которых выполняются необходимые соотношения:

 

(условие выполняется)

 

Общая длина УБТ для  одно-, двух-и трехразмерных конструкций в зависимости от рд и ρб.р определяется из уравнения:

 

                                   (19)

 

где: Рд . в кН; Gт . вес турбобура, кН; q1, q2, q3 . вес 1 м соответственнопервой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; k1 = 1 . . ρб.р/ρм . коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, [табл. 8.14Калинин, Левитский с.235]; θ . угол отклонения УБТ от вертикали, – 0,7 для нормальных условий бурения.

 

 

 

Если nc = 3, то:

Длинна первой секции определятся:

 

(20)

(м)

 

Длинна второй и третьей секции определяется:

                                                (21)

 

Определим вес УБТ:

                               (22)

 

 

 

Кондуктор:

В соответствии с минимальными соотношениями диаметров выбираем следующие конструкцию секций УБТ: 219×178×146мм., бурильная колонна 114мм.

Проверяем соотношение:

 

   (условие  выполняется)

 

 

 

 

Определяем общею длину  УВТ(19)

 

 

Длинна первой секции определятся(20):

(м)

Длинна второй и третьей  секции определяется(21):

 

Определим вес УБТ(22):

 

Таблица 15. Конструкция бурильной колонны.

Название секции	Шифр труб	Длина, м	Вес,1м кг
1	2	3	4
I секция УБТ II секция УБТ III секция УБТ I секция КБТ II секция КБТ	УБТ – 165 – 80 УБТ – 133 – 64 УБТ – 114 - 45 ТБПВ – 899,5 ТБПВ– 8911	59,8 12 12 2708 243	120 82,4 65 19,5 22,8

 

2.5.2 Проверочный расчет на жесткость обсадной колонны и УБТ, для бурения под колоннну146мм.

Так как УБТ и трубы  обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определим по формуле:

,                               (35)

где и - соответственно наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.

, или .

Условие соблюдается

2.5.3Расчет количества промежуточных опор

Расстояние (а) между промежуточными определяется согласно табл. 8.17. Для УБТ 16580, а=31 м., при частоте вращения колонны 50об/мин. Число опор (m) определяется по формуле:

,                                                      (39)

 

По табл8,16 определяется поперечный размер промежуточных опор, равный 181 мм.

В компоновке УБТ диаметром  более 203 мм промежуточные  опоры  можно  не  устанавливать.

2.5.4 Определение момента затяжки резьб УБТ

По табл. 5 для УБТ-165 из стали группы прочности Д и графитовой смазки моменты затяжки резьб

 

Компоновка БК  (таблица - )продолжение таблици

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.5.5 Расчет параметров бурильных труб.

 

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 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 допускаемой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.[Калинин, Левитский с.250.]

 

Эксплуатационная  колонна:

Диаметр бурильных труб под эксплуатационную колонну был определен выше(пункт 2.5.1). В расчетах применим бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками табл. 8.20Калинин, Левитский с.245], там же приведены технические характеристики труды.

Определяется допускаемая  глубина спуска колонны и труб содинаковой толщиной стенки и одной  группой прочности материала:

 

                                    (23)

где:Qр-допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

 

                                                (24)

 

где: σт . 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.

Производим расчет для  труб марки «К» [ГОСТ 631.75] и диаметром стенки 9ммтаблица8.20Калинин, Левитский с.245], формула (24)

 

 

 

 

 

 

Определяем допустимую глубину  спуска, по формуле(23):

 

 

 

Как  видно,  допускаемая  глубина  спуска  труб  из  материала  группы прочности «К» (δ = 9 мм) намного больше глубины скважины.  Очевидно, что трубы с такой группой прочности выбраны нерационально.  Необходимо использовать трубы с меньшим пределом текучести.

Выбираем тубы трубы прочности  «Д», с толщиной стенки (9мм), с приделом текучести σ_т=380

По формуле(24) определяем растягивающую нагрузку,:

 

Допустимая глубина спуска, по формуле(23)

 

 

 

Выбираем вторую секцию бурильных  труб той же группы прочности но «Д» но с толщиной стенки 11мм.фокмула (24)

 

 

Определяем длинну второй сккции бурильных труб по формуле(23):

 

 

 

- вес одного  метра бурильных труб «Д»(11мм) 22,88

 

 

 

Определим общую  длинна колонны:

 

(25)

 

Кондуктор:

Диаметр бурильных труб под  эксплуатационную колонну был определен  выше (пункт 2.5.1). В расчетах применим бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками табл. 8.20Калинин, Левитский с.245], там же приведены технические характеристики труды.

Производим расчет для  труб марки «Д» [ГОСТ 631.75] и диаметром стенки 7ммтаблица8.20Калинин, Левитский с.245],.

По формуле(24) определяем растягивающую нагрузку:

 

 

 

Определяется допускаемая  глубина спуска колонны и труб содинаковой толщиной стенки и одной  группой прочности материала, формула(23):

 

 

 

Как  видно,  допускаемая  глубина  спуска  труб  из  материала  группы прочности «Д» (диаметром 114мм., δ = 7мм) удовлетворят глубине бурения под кондуктор.

 

2.5.6 Расчет изгибающего момента.

 

 

 

где: E – модуль упругости материала трубы, кгс/мм²

I – осивой момент инерции сечения трубы, см²

R – радиус кривизны профиля скважины, м

S – длинна бурильной трубы м-у замками, м

 

 

где:  Дз – наружный диаметр замка

Д – наружный диаметр  трубы [табл. 8,20 с.21]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

F-18см³=1800мм³

 

 

 

 

 

 

где: n – запас прочности, 1,4

σm – 38 кгс/мм³

 

 

 

27,14 ≥ 26,6 – условие выполняется.

 

 

 

 

 

2.5.7 Проверка условия прочности первой секции КБТ на избыточное давление

Допустимое избыточно наружное составляет[3]:

,                                                    (45)

где - критическое наружное давление, кгс/мм²,  ;

n - нормативный запас прочности, .

.

Действующее давление равно 2 кгс/мм², тогда фактический запас прочности на избыточное давление составляет:

 

Таким образом, первая секция КБТ имеет достаточный запас  прочности на избыточное давление.

 

2.5.7 Расчет второй секции БК на прочность под действием избыточного давления

Допустимое избыточное внутренне  давление определяется по формуле (45):

где ;

- нормативный запас прочности,  .

.

Следовательно фактический  запас прочности на избыточное давление составляет:

.

Аналогично определяется избыточное наружное давление по формуле (45), в которой по табл. 11:

.

Фактический запас прочности на избыточное наружное давление составит

.

Таким образом, вторая секция БК имеет достаточный запас прочности на избыточное давление.

 

 

 

 

2.5.8 Расчет наибольшей глубины спуска первой секции КБТ в клиновом захвате.

Наибольшая глубина спуска первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 определяется по формуле():

,                                          (46)

где - удельный вес материала трубы, гс/см³;

- удельный вес бурового  раствора, гс/см³;

- вес одного метра  трубы секции, кгс/м;

- нормативный запас прочности  трубы в клиновом захвате, ;

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате  определяется по формуле[3]:

,                                                 (47)

где- предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс;

С – коэффициент охвата, С=0,9.

.

.

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции значительно больше ее длины, фактическая глубина первой секции составит 2708м., следовательно, вся она может быть спущена с использованиемПКР-560.

2.5.9 Расчет наибольшей глубины спуска второй секции КБТ в клиновом захвате.

Наибольшая глубина спуска определяется по формуле (46), предельная осевая нагрузка по формуле (47), в которой .

.