Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

В данном разделе производится расчет длины, выбор диаметров и толщины Первоначальная задача определить тип и размер бурильного инструмента.

Диаметры в случае применения одноразмерной компоновки бурильной колонны определяются исходя из диаметров применяемых долот (таблица 25). Диаметр первой секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. Соотношение между диаметром скважины и диаметром УБТ (d_УБТ/D_скв) при D_скв>295,3 – 0,7 – 0,8, а при D_скв<295,3 – 0,8 – 0,85. При бурении с забойным двигателем диаметр УБТ должен быть меньше диаметра забойного двигателя. Соотношение диаметров бурильных труб (d_бт) и УБТ должно быть d_бт/d_УБТ > 0,7. Если это соотношение нарушается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров. Рационально использовать один типоразмер бурильного инструмента, поэтому кондуктор буриться бурильной колонной с трубами такго же типоразмера что и эксплуатационная колонна.

При бурении скважин на Конитлорском месторождении используют бурильную колонну, состоящую из утяжеленных, стальных и легкосплавных бурильных труб. Диаметр бурильных труб входящих в компоновку бурильной колонны и турбобура определяют по формулам

 

Д_т = 0,9×Д _д (32)

 

Д_УБТ=(0,75¸0,85)×Д _д, (33)

 

Д_СБТ = (0,6¸0,66) ×Д _д, (34)

 

где Д_УБТ- диаметр утяжеленных бурильных труб, мм;

Д_СБТ - диаметр стальных бурильных труб, мм;

Д_д - диаметр долота, мм;

Д_т - диаметр турбобура, мм.

Первый интервал:

Дт - 0,9-295,3 = 265,77мм

Следовательно принимаем турбобур диаметром 240 мм

Д_УБТ = 0,75 295,3- 221,48 мм

Следовательно принимаем УБТ 178 мм

Д_СБТ = 0,6-295,3 = 177,18 мм

Следовательно принимаем СБТ 127 мм

 

Остальные интервалы рассчитываем аналогично.

Расчет длины УБТ

Длину УБТ L _убт м, определяют из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле

 

(35)

 

где с = 5100 м/с - скорость распространения звука в материале труб;

l_m - длины турбобура, м;

1 _п - расстояние от забоя до осевой опоры турбобура, м;

Т _д - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя;

, (36)

где f_d - частота зубцовых вибраций долота, с;

 

f_d = , (37)

 

где R - радиус долота, м;

n - частота вращения долота, об/мин;

t_z -средняя величина шага зубцов долота по венцу, м;

Результаты вычислений заносим в таблицы 26,27.

Расчет длины стальных труб

Длину стальных труб L_сбт м рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото [10]

 

, (38)

 

где G - осевая нагрузка на долото, Н;

G_убт - вес УБТ, Н;

G₃ - вес забойного двигателя, Н;

в - коэффициент, учитывающий Архимедову силу;

q_пк - вес 1 м стальных труб.

 

Таблица 26 - Сведения о проектируемом режиме бурения

 

 

 

Интервал буре­ния, м	Способ бурения	Условный номер КНБК	Параметры режима бурения
Осевая нагрузка, КН	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового насоса, л/с	Давление на стояке, МПа
0-70	ГЗД					7,5
70-1050	ГЗД					7,9
1050-1700	ГЗД					9,6
1700-2030	ГЗД					10,19
2030-3350	ГЗД					12,73

Проверочный расчет бурильной колонны осуществляют с целью определения напряжений в различных элементах бурильной колонны от воздействия усилий, возникающих при бурении, а также для расчета коэффициентов запаса прочности, которые для обеспечения безопасности работ не должны быть ниже допустимых значений. При турбинном бурении рассчитывается действие растягивающих усилий на бурильную колонну, действие остальных нагрузок оценивается коэффициентом запаса прочности. Растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны, при подъеме из искривленной части и циркуляции бурового раствора в скважине определяют как

 

(39)

 

где К_Д - коэффициент динамичности;

F_пк - площадь поперечного сечения тела ПК, м²;

 

, (40)

 

где d_нпк, d_впк- соответственно, наружный и внутренний диаметр ПК, м;

b_n - коэффициент, учитывающий Архимедову силу, b_n= 0,85;

F_пк - площадь поперечного сечения канала труб, м²;

F_в= d²_впк×0,785, (41)

P_m - перепад давления в турбобуре, МПа;

Рд - перепад давления в долоте, МПа.

 

После расчета колонны на прочность проверяем выполнения условия

 

, (42)

где G_Т = 667 МПа - предел текучести, рассчитываемых на прочность труб;

К_з = 1,5 - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойным двигателем;

 

Па

Исходные данные для расчета:

d_нпк = 0,127 м; d_впк = 0,109 м; F_пк = 0,785(0,127² – 0,109²) = 3,3 -10^{-3 м2};

 

F_в = 0,785(0,1092) = 9,3 -10^-3 м²; Р_m= 3,5 МПа; Рд =10,6 МПа;

 

По результатам расчета G_р = 2,3 МПа.

Сделаем проверку: 2,3 - 10⁸ < 4,4 - 10⁸ Па.

Условие выполняется, значит компоновка колонны выбрана правильно.