Практические работы по бурению - файл n1.doc

приобрести
Практические работы по бурению
скачать (175.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc176kb.11.06.2012 06:30скачать
Победи орков

Доступно в Google Play

n1.doc

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №1

Тема: Методика расчета утяжеленных бурильных труб.

Общие технические данные УБТ.

УБТ – горячекатаные трубы, изготовленные на трубопрокатных станках Таганрогским металлургическим заводом, Ждановским металлургическим заводом (ТУ 14-3-164-73; ТУВ 8739-141-70; ЧМТУ 14-243-154-73).

УБТС-1 – изготовлены путем сверления канала, механической обработки наружной поверхности и соответствующей термообработки Волгоградским заводом «Баррикады» (ТУ 39-076-74).

УБТС-2 - изготовлены путем сверления канала и специальной термообработки концевых участков на длине 0,7-1,2 м, Дрогобычским экспериментально – механическим заводом спецоборудования (ТУ 51-774-77)

УБТС-3 - изготовленные путем сверления канала, имеют конические стабилизирующие пояса, трапецеидальную резьбу и соединяются замками.

Общие технические данные УБТ.

Пределы текучести материала УБТ 380-550 МПа; УБТС 650-750 МПа.

Крутящий момент свинчивания резьбовых соединений труб рекомендуется принимать в следующих пределах, указанных в табл. 1.1

Таблица 1.1

Диаметр УБТ, мм

146

178

203

146

178

203

229

Крутящий момент, КН*м

13-16

26-32

37-45

20-24

35-41

47-53

58-65

Общие рекомендации по расчету УБТ.

Расчет УБТ сводится к определению их диаметра и длины.

Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину – исходя из нагрузки на долото.

Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно быть возможно большим.

dУБТ=(0,75-0,85)*DСКВ, мм – для долота диаметром до 295,3 мм.

dУБТ=(0,65-0,75)*DСКВ, мм – для долота диаметром свыше 295,3 мм.

В зависимости от диаметра долота в нормальных условиях бурения по таблице 1.2 выбирают диаметр УБТ:

Таблица 1.2

Долото

Диаметр, мм

139,7-146

149,2-158,7

165,1-171,4

187,3-200

212,4-228,6

244,5-250,8

УБТ

114

121

133

159

178

203

Долото

269,9

295,3

320

349,2

374,6-393,7

> 393,7

УБТ

229

245

245

254

273

273

Определив диаметр УБТ, вычисляют их длину:

  1. при роторном способе по формуле:

, м.

где P – нагрузка на долото, МН

q1пм УБТ – вес 1 погонного метра УБТ.

  1. при бурении забойным двигателем

, м.

где G – вес забойного двигателя, МН.
Пример:

Расчет УБТ.

Данные к расчету:

  1. D=215,9 мм – диаметр долота

  2. pб.р.*1,18 г/см3 – плотность бурового раствора

  3. Рдол=0,2 МН – нагрузка на долото

  4. Способ бурения – роторный.

Ход расчета:

  1. В зависимости от диаметра долота и условий бурения определяется диаметр УБТ dУБТ 178 мм.

Проверим соотношение диаметров:

, что находится в допустимых соотношениях (0,75-0,85).

Определяем длину УБТ для роторного бурения:


qУБТ = 1,56*10-3 МН, вес 1 п.м. УБТ.

Принимаем длину LУБТ=50м для облегчения СПО, т.е. 2 свечи по 25 метров.

Определяем осевую критическую нагрузку Ркр по формуле:



где Е=2,1*107 Н/см2 – модуль упругости стали

J – экваториальный момент инерции сечения трубы, см2

qУБТ – 15,6 Н/см2 - вес 1 п.м. УБТ

Р0 – перепад давления на долото, Н/см2

F0 – суммарная площадь отверстия долота, см2







Так как Ркрдоп, то с целью ограничения поперечной деформации УБТ и площади контакта со скважиной рекомендуется при необходимости устанавливать на УБТ промежуточные опоры профильного сечения. Число опор рассчитывают по формуле:



где Qк=0,025 МН – вес наддолотной компоновки для борьбы с искривлением скважины;

а=23,5 м – расстояние между опорами.



Принимаем число опор равным 4. Следовательно, расстояние между опорами составляет 23,5 м при количестве опор 4.

Таким образом, задача решена. Произведенный расчет позволяет ставить центраторы более обоснованно. Число опор не должно быть больше двух.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.

Примечание: для бурения участков набора угла кривизны длину УБТ выбирают исходя из длины турбобура. Это необходимо для наилучшего угла кривизны и успешности прохождения компоновки в наклонный ствол. В этом случае центраторы не ставятся.

Таблица 1.3

№ п/п

Интервал бурения, м

dУБТ

мм

LУБТ

Число опор

Расстояние между опорами, м

от

до

1

360

2140

178

50

4

23,5



ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 2

Тема: Методика расчета бурильных колонн при бурении забойными

двигателями.

Диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонный и способа бурения.

При одноразмерной (одного размера) колонне допускаемую глубину спуска колонны, составленную из труб с одинаковой толщиной стенки и группой прочности материала, определяют по формуле:



где Qр – допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней секции МН.



где ?Т – предел текучести материала труб, МПа

FТР – площадь сечения трубы, м2

GТопределяется…..

n – коэффициент запаса прочности

n=1,3 – для нормальных условий бурения

n=1,35 – для осложненных условий бурения

k=1,15 – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению раствора

QУБТ – вес утяжеленных бурильных труб, МН

G – вес забойного двигателя и долота

рм – прочность материала труб, г/см3

рм=7,85 г/см3

Fк – площадь проходного канала, м2

QБТ- приведенный вес 1 п.м. трубы

p0n – перепады давления, соответственно на долоте и в турбобуре, МПа

Если по результатам расчетов:

Lдоп>Н, достаточно

Lдоп<H, бурить колонной нельзя, необходимо вводить сверху вторую секцию, составленную из труб той же группы прочности стали, но с большей толщиной стенки,

Где Н – проектная глубина скважины по инструменту, м.

Длина второй секции определяется по формуле:



где Qp1, Qp2 – допустимые растягивающие нагрузки для труб первой и второй секций МН

qБТ2 – приведенный вес 1 п.м. труб, МН

F2ТРплощадь сечения трубы, м2
Общая допустимая длина колонны:

Lдоп=Lдоп+I2 , м
Если Lдоп>H, достаточно, если Lдоп<H, недостаточно, требуется одна секция сверху.

III-я секция сверху будет состоять из труб с группой прочности стали «Д» и толщиной стенки выше предыдущей.

Таким образом, расчет вести до выполнения условий достаточности

L доп=Lдоп+I2 , достаточно.

Пример расчета бурильной колонны при бурильном способе бурения.

Выбор бурильной колонны.

Данные к расчету:

  1. Н=3000 м – проектная глубина скважины по инструменту

  2. D=215,9 мм – диаметр долота

  3. pp=1,3 г/см3 – плотность бурового раствора

  4. Тип труб – ТБВК.

Ход расчета:

1. Диаметр труб и типы элементов бурильной колонны выбираем в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения. Принимаем ТБВК-140.

2. Длины элементов бурильной колонны:

а) LТ = 23,5=24 м – длина турбобура ЗТСШ1-195

б) LУБТ = 50 м – длина УБТ – 178 м

в) LБТ = Н-LТLУБТ = 3000-24-50=2926 м – длина труб ТБВК

3. Принимаем трубы из стали «Д» с толщиной стенки 8 мм по ГОСТ 631-75.

Итак, приняты типы элементов БК:

ТБВК 140*8*2926 м

УБТ 478*50 м

ЗТСШ1-195*24 м.
4. Допускаемая глубина спуска колонны, составленной из труб ТБВК 140*8 определяем по формуле:



где Qр – допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН


где ?Т – предел текучести материала труб, МПа

FТР =33,1*10-4 м2 – площадь сечения трубы

n = 1,3 – коэффициент запаса прочности для нормальных условий

k = 1,15 – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил текучести и сопротивление движения жидкости.

Fk=120,1*10-4 м2 - площадь проходного канала

QУБТ = LУБТ*qбт = 50*0,00156=0,078 МН – вес УБТ.

G=0,0485 г/см3 – вес забойного двигателя

Рм=31*10-5 МН – приведенный вес 1 п.м. труб

Рр=6,1 МПа – перепад давления на долоте и в турбобуре



Lдоп=2575 м < Н=3000 м – не достаточно.



где Fтр2=36,9*10-4 м2 – площадь сечения с толщиной стенки 9 мм

qбт = 33,9*10-5 МН – приведенный вес 1 п.м.



Общая длина колонны

L'доп = Lдоп+L2=2575+341=2916 м;

L'доп< H, не достаточно.

III-я секция сверху будет состоять из труб с группой прочности стали «Д» с толщиной стенки 10 мм.



L''доп = Lдоп+L3=2916+294=3210 м;

L'доп> H, достаточно.

Таким образом, бурильная колонна будет состоять из трех секций. Результаты расчетов сводим в таблице 1.1.
Таблица 1.1

№ п/п

Интервал расположения, м

Бурильные трубы

Приме-чание

от

до

d, мм

?, мм

сталь

тип




1

0

84

140

10

Д

ТБВК




2

84

425

140

9

Д

ТБВК




3

425

2575

140

8

Д

ТЮВК




ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 3

Тема: Методика расчета бурильной колонны для роторного способа

бурения.

Запись данных к расчету, выбор диаметров труб и типов элементов БК ведется аналогично расчету БК для турбинного способа бурения.

Допускаемую глубину спуска БК определяем по формуле:



где Qp1=qБТ1/1,04*n, МН – допустимая растягивающая нагрузка

QПР1 – предельная растягивающая нагрузка, МН

р0 – перепад давления на долоте, МПа.

Р0=(0,12/F2)*рр*Q2, МПа

где F – суммарное сечение промывочных отверстий долота

Если Lдоп1 > Н, достаточно.

Если Lдоп1 < Н, не достаточно.

В этом случае вводим вторую секцию, составленную из труб группы прочности «Д» с большей толщиной стенки.

Вторая секция одноразмерной колонны определяется:


где Qp1= QПР2/0,4*n, МН

Lдоп = Lдоп1+Lдоп2 > Н, достаточно.

Расчет колонны ЛБТ проводится аналогично расчету стальных бурильных труб.


ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №4.

Тема: Расчет бурильных труб при бурении электробуром.

Рассчитать на прочность бурильную колонну при бурении скважины глубинной 2500 м электробуром Э250. Данные для расчета: БТ ЭБШ диаметром 140 мм из стали группв прочности Д с толщиной стенки 9 мм, вес электробура 0,035 МН; диаметр долота 295,3 мм; перепад давления в электробуре и долоте 1,0 МПа; плотность бурового расвора 1,2 г/см3; длина УБТ 100 м; масса 1 м УБТ 273,4 кг; диаметр кабеля 45 мм; масса 1 м кабеля 3,8 кг.

Решение. Допустимая глубина бурения трубами ЭБШ определяем по формуле. Для этого предварительно по таблице находим, что для 140 м туб с толщиной стенки 9 мм предельная растягивающая нагрузка составляет 1,4 МН.

Тогда по формуле (1) допустимая растягивающая нагрузка для нормальных условий бурения

МН

Площадь поперечного сечения канала гладкой части БТ определяется по формуле

,

Где dвн – внутренний диаметр трубы, равный 121,7 мм; dH – диаметр кабеля, мм

см2

Определяем массу 1 м БТ по формуле (2).

кг

Подставляя значения всех величин в формулу (3), получим

м.

Общая длина L=2090+100=2190 м.

Вторую секцию комплектуем из таких же труб, но толщиной стенки 11 мм. Для этих труб находим Qпр=1,7 МН

Определяем допускаемую растягивающую нагрузку:

МН

Масса 1 м трубы

м

Тогда длина второй секции по формуле

м

Принимаем lД=310 м

Общая длина колонны L=100+2090+310=2500 м.







Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации