Выбор типа вертлюга для бурения скважин глубиной 6000м

Примечания: 1. Ограничения  на длину (250м) существует только для  комплекта №9 ТБВ. Эти трубы вводятся в колонну в соответствии с  рекомендациями.

2. Минимально допустимую длину секции принимаем равной 500м.

Длина полуволны при вращении колонны:

 

Длина полуволны в нейтральном  сечении:

 

Стрела прогиба бурильной  колонны:

Радиус кривизны бурильной  колонны 

 

Крутящий изгибающий момент

 

Изгибающее напряжение в  теле трубы

 

Амплитуда переменного напряжения

 

Коэффициент запаса прочности  на выносливость

 

Что больше нормативного значения n=1,50

Предельное (соответствует  пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление рассчитываем по формуле 

 

  Проверяем условие  прочности 

Таким образом, бурильная  труба №9 удовлетворяет всем требованиям  п.7.8. /2, с. 45/.

В связи с тем, что длина секции бурильных  труб №9 задана и равна 250м, проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по формулам:

Растягивающая нагрузка

 

Крутящий момент

где =974 кгс/мм²- коэффициент пересчета

N- число оборотов вращения

N=N_в.к+N_в.дол

 

 

 

 

-переводной коэффициент

с=6,9 для средних пород

Касательное напряжение

 

 

 

 

 

Для компоновки 2-й секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта  труба соответствует условиям:

- по наружному диаметру  тела трубы и замкового соединения;

- по избыточному внутреннему  давлению.

По формулам соответственно получаем:

 

Проверяем условие прочности 

Заметим, что труба №1 имеет наименьшее допускаемое внутреннее избыточное давление из двух труб, представленных для проектирования. В связи с тем, что это допускаемое давление выше действующего давления и, кроме того, все остальные трубы соотвутсвуют по диаметру тела и замкового соединения необходимым условием, в дальнейшем расчете по п.7.8. остается проверять трубы только на сопротивление усталости.

Длина полуволны при вращении колонны:

 

Длина полуволны в нейтральном  сечении:

 

Длина полуволн для секций

 

 

 

Стрела прогиба бурильной  колонны:

Радиус кривизны бурильной  колонны 

 

Крутящий изгибающий момент

 

Изгибающее напряжение в  теле трубы

 

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности  на выносливость

 

Что больше нормативного значения n=1,50

Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:

 

 

 

Общая длина скомпонованной части БК равна 

 

Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (секция 3-ая) рассмотрим БТ №3. Использование №2 нецелесообразно, поскольку до полного завершения компоновки БК еще далеко и применение трубы из стали группы прочности К, незначительно отличающийся по стоимости и величине предела текучести от  трубы стали группы прочности Е, неоправданно увеличит число секций.

Длина полуволны при вращении колонны:

 

Длина полуволны в нейтральном  сечении:

 

Длина полуволн для секций

 

 

 

Стрела прогиба бурильной  колонны:

 

Радиус кривизны бурильной  колонны 

 

Крутящий изгибающий момент

 

Изгибающее напряжение в  теле трубы

 

Амплитуда переменного напряжения

 

Коэффициент запаса прочности  на выносливость

 

 

 

 

 

Что больше нормативного значения n=1,50

Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:

 

 

 

Общая длина скомпонованной части БК равна 

 

Для дальнейшей компоновки (4ая секция) рассмотрим №4.

Отметим следующее. При последовательном использовании  труб (δ=const) по группам прочности допустимые длины секций уменьшаются. При этом может оказаться, что очередная секция будет иметь длину, меньшую минимально допустимой, которая в настоящее время принята равной 500м.

По указанным причинам далее сначала будем рассчитывать наибольшую допустимую длину секции из предполагаемых труб. Если эта длина  окажется не меньше минимально допустимой, будем принимать секцию из таких труб для компоновки и проверять на сопротивление усталости.

Наибольшую допустимую длину 4-й секции определяем по формуле  

 

 

что больше минимально допустимой длины секции.

Условия сопротивления усталости  БТ №4 определяем по следующим формулам:

Длина полуволны при вращении колонны:

 

Длина полуволны в нейтральном  сечении:

 

Длина полуволн для секций

 

 

 

Стрела прогиба бурильной  колонны:

 

Радиус кривизны бурильной  колонны 

 

Крутящий изгибающий момент

 

Изгибающее напряжение в  теле трубы

 

Амплитуда переменного напряжения

 

 

Коэффициент запаса прочности  на выносливость

 

 

 

 

 

 

Что больше нормативного значения n=1,50

Общая длина скомпонованной части БК равна 

 

Наибольшую допустимую длину  5-й секции определяем по формуле  

 

 

что больше минимально допустимой длины секции.

Условия сопротивления усталости БТ №5 определяем по следующим формулам:

Длина полуволны при вращении колонны:

 

Длина полуволны в нейтральном  сечении:

 

Длина полуволн для секций

 

 

 

Стрела прогиба бурильной  колонны:

 

Радиус кривизны бурильной  колонны 

 

Крутящий изгибающий момент

 

Изгибающее напряжение в  теле трубы

 

Амплитуда переменного напряжения

 

 

Коэффициент запаса прочности  на выносливость

 

 

 

 

 

Что больше нормативного значения n=1,50

Общая длина скомпонованной части БК равна 

 

Таким образом, в результате проведенного проектировочного расчета  бурильная колонна скомпонована полностью.

Таблица 4- Конструкция бурильной  колонны (секция указана снизу - вверх)

№	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции
1	УБТ	120	-	100
2	ТБВ	102*10	Д	250
3	ТБВ	102*8	Д	2387
4	ТБВ	102*8	Е	1298
5	ТБВ	102*8	Л	728
6	ТБВ	102*10	М	1237

 

4 Выбор бурового  оборудования

 

Наибольшую нагрузку БУ будет  испытывать при спуске D=178-мм промежуточной колонны.

Максимальная вертикальная нагрузка от веса промежуточной колонны: Q_max=1866,02 кН.

   Для бурения данной  скважины наиболее рационально  использовать установку Уралмаш БУ6500/450 ДЭ предназначенная для бурения скважин с условной глубиной бурения 6500м в районах с умеренным климатом при температуре от -45⁰С до +45⁰С, при разработке месторождений с содержанием сероводорода до 6%. Буровая установка имеет регулируемый электропривод (ЭР) с питанием от промышленных электросетей.

Основные технические  характеристики установки: допускаемая  нагрузка на крюке 4500 кН; высота вышки 45,3 м; мощность на входном валу лебедки 1100 кВт; число струн талевой системы 12.

В комплект БУ6500/400 ДЭ входит насос буровой УНБТ –950 с подачей Q=46л/с, с давлением p_н.с=32 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Гидравлический  расчет скважин при бурении 

Под гидравлической программой бурения понимается алгоритм вычисления соотношений: диаметров втулок насоса, возможных перепадов давления в насосе, чисел двойных ходов насоса, диаметров бурильной колонны (наружного и внутреннего) и скважины при определенной конструкции циркуляционной системы в сочетании с реологическими параметрами  бурового раствора в зависимости от глубины скважины и производительности насоса.

5.1 Определение перепада давления бурильных трубах

Число Рейнольдса (Re) характеризует тип течения бурового раствора: турбулентный, квадратичный, ламинарный. Определим значение числа Рейнольдса согласно теории подобия:

 

где - плотность бурового раствора; -скорость течения бурового раствора в бурильных трубах; - внутренний диаметр бурильных труб; -структурная вязкость бурового раствора; - динамическое напряжение сдвига бурового раствора.

Скорость течения бурового раствора в бурильных трубах:

 

где Q- производительность бурового насоса.

 

Следовательно, режим течения  жидкости в трубах турбулентный.

 –коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном течении жидкости.

 

Потери давления в бурильных  трубах:

 

5.2 Определение  перепада давления в кольцевом пространстве

Число Рейнольдса в кольцевом  пространстве между стенкой скважины и наружным диаметром бурильных  труб определяем по формуле  

где - плотность бурового раствора; - наружный диаметр скважины и бурильных труб; - средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве:

 

 

Следовательно, режим течения  жидкости в кольцевом пространстве ламинарный. При ламинарном течении  жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений определяем по формуле:

 

Потери давления в кольцевом  пространстве определим по формуле:

 

5.3 Определение  потерь давления в УБТ

Так как режим течения  жидкости УБТ турбулентный, то коэффициент  гидравлических сопротивлений , тогда потери давления в УБТ определим следующим образом:

 

5.4 Определение  потерь давления в бурильных  замках

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных  сопротивлений по формуле:

 

где l_экв – эквивалентная длина замкового соединения: k*d=28,8*0,102=2,94; k- эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб. Значения k принимаем равным 28,8; L- глубина скважины; Q- производительность насоса;   среднее расстояние между замками; n- количество замков.

 

 

5.5 Определение  потерь давления в промывочных  отверстиях долота

Потери давления определяем по формуле:

 

 

где F – площадь долота равная

5.6 Потери давления  в обвязке буровой установки

Потери давления в элементах  обвязки – ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, системе манифольда (подводящие трубы) определяем по методу эквивалентных длин составных элементов  обвязки. Эквивалентная длина ведущей  трубы:

Где - действительная длина ведущей трубы. Существует справочные таблицы зависимости диаметра ведущей трубы и ее длины. Принимаем для диаметра трубы в 168мм длину трубы 14м; d – внутренний диаметр бурильной трубы, равный 10,2 см; d_внтр- внутренний диаметр ведущей трубы, равный 100мм.

Тогда эквивалентная длина  ведущей трубы:

 

Эквивалентная длина вертлюга:

 

 

, – фактическая длина и внутренний диаметр вертлюга.

Определяем эквивалентная  длина бурового шланга:

 

 

, – фактическая длина и внутренний диаметр бурового шланга.

Эквивалентная длина подводящей линии от буровых насосов до вертлюга (стояк с отводом):

 

, – фактическая длина и внутренний диаметр стояка.

Суммарная эквивалентная  длина всех элементов обвязки: