 |
2.3 Проектирование режима бурения и обоснование выбора способа бурения
|
|
|
|
2. 3 Проектирование режима бурения и обоснование выбора способа бурения
Так как профиль ствола вертикальный роторный способ бурения.
Величина осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент определяется по формуле (2. 7):
G=q·Dдол, (2. 7)
где q – интенсивность осевой нагрузки в кН на 1 мм диаметра долота, Кн/мм.
Согласно [3] удельная нагрузка на долото должна составлять 0, 78…1, 56 кН/мм при частоте вращения 40…120 об/мин при разбуривании средних и твердых пород.
При q=0, 78 кН/мм:
G=0, 78·212, 7=165 кН.
Рекомендуемая осевая нагрузка на бурильные головки диаметром 212, 7 мм составляет 80-120 кН [1].
Рекомендуемая частота вращения бурильных головок 40-170 об/мин [1].
Для очистки забоя расход бурового раствора определяется формулой (2. 8):
Q1=0, 785·Dдол2·qуд, (2. 8)
где q – удельный расход бурового раствора, м3/с·м2.
При qуд= 0, 57…0, 65 м3/с·м2 [1]:
Q1= 0, 785·0, 21272·(0, 57…0, 65)=0, 020…0, 023 м3/с.
Для очистки ствола расход бурового раствора определяется формулой (2. 9):
Q2=0, 785·(Di2-di2)·u, (2. 9)
где Di – диаметр скважины, м;
di – диаметр бурильных труб, м;
u – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с.
При роторном способе бурения u=0, 4…0, 5 м/с.
В максимальном зазоре кольцевого пространства между бурильными трубами и обсаженной стенкой скважины:
Q2=0, 785·(0, 2252-0, 1272)·(0, 4…0, 5)=0, 012…0, 014 м3/с.
При бурении с использованием бурильных головок расход промывочной жидкости должен составлять 0, 02-0, 028 м3/с [1].
Для отбора керна в интервалах 919-1012 м и 1198-1324 м выбраны следующие режимно-технологические параметры:
Осевая нагрузка на долото – 120 кН;
Расход промывочной жидкости – 0, 020 м3/с;
|
|
|
Скорость вращения долота – 88 об/мин.
2. 4 Проектировочный расчет бурильной колонны
Расчет производится в соответствии с Инструкцией [5] для исходных данных, отраженных таблицей 2. 2.
Таблица 2. 2 – Исходные данные
| Показатель | Значение показателя |
| Вид технологической операции | Бурение |
| Интервал, м | 700-1324 |
| К началу проведения операции спущена обсадная колонна диаметром, мм | |
| Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром, мм | |
| Способ бурения | Роторный |
| Частота (угловая скорость) вращения колонны, об/мин (с-1) | 88 (9, 21) |
| Диаметр бурильной головки, мм | 212, 7 |
| Плотность бурового раствора, г/см3 (кг/м3) | 1, 06 (1060) |
| Нагрузка на долото, тс (кН) | 12 (120) |
| Перепад давления на долоте, кгс/мм2 (МПа) | 1, 00 (10) |
| Условия бурения | Осложненные |
| Тип используемого клинового захвата | ПКР-560 |
| Длина клина, мм |
Компоновка УБТ рассчитана по шаблону примера 1 Инструкции [5] с использованием формул (2. 10) – (2. 20).
D01=0, 75·Dд=0, 75·212, 7=159, 5 мм. (2. 10)
Принимается УБТС-2 диаметром D01=159 мм (внутренний диаметр 57 мм, вес 1м 136 кгс/м или 1, 33 кН/м).
, (2. 11)
где D01 и d01 – наружный и внутренний диаметры первой (основной) ступени УБТ, мм;
Dок и δ ок – наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.
,
0, 95≥ 0, 79.
То есть УБТС-2 диаметром 159 мм обладают необходимой жесткостью.
D0n≤ 1, 333D1, (2. 12)
где D1 – наружный диаметр бурильных труб первой секции, мм;
n – количество ступеней компоновки УБТ.
Так как 1, 333·127=169, 3 мм D0n≤ 169, 3 мм компоновка УБТ должна быть ступенчатой.
0, 75D0(i-1)≤ D0i≤ D0(i-1), i=2, n, (2. 13)
где i – порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу-вверх).
0, 75·159≤ D02≤ 159,
119, 3≤ D02≤ 159.
Этому условию соответствую УБТС-2 диаметром 146 мм (внутренний диаметр 68 мм, вес 1 м 103 кгс/м или 1, 01 кН/м). Они обеспечивают плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб. В связи с этим данная ступень является последней в компоновке УБТ.
|
|
|
Длина дополнительной переходной ступени принимается равной длине одной трубы l02=12, 8 м.
, (2. 14)
где q0i (i=1, 2) – приведенный вес 1 м длины i-той секции УБТ, Н;
Кд – коэффициент нагрузки на долото (Кд=1, 175);
Qд – необходимая нагрузка на долото, Н;
γ ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3;
γ 0 – плотность УБТ, кг/м3;
l02 – длина второй переходной ступени УБТ, м.
м.
Окончательно принимается длина l01=128 м (10 труб УБТС-2 длиной 12, 8 м каждая).
Q0=1330·128+1010·12, 8=183168 Н=183, 2 кН=18672 кгс.
l0=128+12, 8=140, 8 м.
Н=157, 5 кН=16058 кгс. (2. 15)
, (2. 16)
где Е – модуль упругости материала (модуль Юнга), Па;
I – осевой момент инерции сечения трубы, м4.
,
220 кН> 42, 4 кН.
Так как условие выполняется, необходима установка промежуточных опор с наибольшим поперечным размером опоры 203 мм (для породоразрушающего инструмента диаметром 212, 7 мм).
, (2. 17)
, (2. 18)
где n – частота вращения бурильной колонны, об/мин.
м,
м.
а=К0·L0, (2. 19)
где К0 – коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ.
а=1, 25·15, 0=18, 8 м.
. (2. 20)
Компоновка колонны бурильных труб рассчитана по шаблону примера 1 Инструкции [5] с использованием формул (2. 21) – (2. 37).
Будут использоваться стальные бурильные трубы с приварными бурильными замками и комбинированной высадкой типа ПК (ГОСТ Р 50278-92) диаметром 127 мм с толщинами стенок 9, 2; 12, 7 мм, групп прочности Д, Е.
Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб длиной 250-300 м из труб возможно низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне бурильных туб.
Указанным условиям удовлетворяют бурильные трубы группы прочности Д с толщиной стенки 12, 7 мм с весом одного метра q1=40, 6 кгс/м.
м,
м.
, (2. 21)
где Dc’ – диаметр скважины, мм;
Dз – наружный диаметр бурильного замка, мм;
|
|
|
Kк – коэффициент кавернозности.
мм.
кгс·м=2768 Н·м. (2. 22)
, (2. 23)
где Wи – осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см3.
кгс/мм2=23, 3 МПа.
В нейтральном сечении над УБТ постоянное напряжение от осевого усилия в вертикальном стволе σ m=0, а переменное напряжение (амплитуда) от изгиба вследствие потери бурильной колонной прямолинейной устойчивости σ a=σ иmax=2, 38 кгс/мм2=23, 3 МПа.
, (2. 24)
где σ -1 – предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба с вращением по данным натурных испытаний, кгс/мм2.
,
то есть больше нормативного значения.
, (2. 25)
где σ т – предел текучести материала трубы, кгс/мм2.
кгс/мм2=64, 6 МПа.
МПа. (2. 26)
кгс=102758 Н. (2. 27)
, (2. 28)
где К – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции (К=1, 15);
Δ р – перепад давления в долоте и забойном двигателе, кгс/мм2;
Fк – площадь поперечного сечения канала трубы первой секции, мм2.
кгс=378861 Н.
, (2. 29)
где F – площадь поперечного сечения трубы, мм2.
кгс/мм2=83 МПа.
кгс/мм2=253, 3 МПа. (2. 30)
σ э=1, 04σ р=1, 04·8, 5=8, 8 кгс/мм2=86, 7 МПа. (2. 31)
Так как [σ ]> σ э условие статической прочности для первой секции бурильной колонны выполнено.
Для компоновки второй секции используются трубы диаметром 127 мм группы прочности Л с толщиной стенки 9, 2 мм.
кгс/мм2=83, 1 МПа,
кгс/мм2=72, 2 МПа.
м,
м,
кгс=102758 Н
м, (2. 32)
мм,
кгс·м=982, 9 Н·м,
кгс/мм2=10, 51 МПа,
кгс/мм2=30, 18 МПа,
σ а =σ иmax=1, 07 кгс/мм2=10, 51 МПа.
(2. 33)
что больше нормативного значения 1, 5.
кгс=1487549 Н,
кгс=102758 Н,
Qкн=16058 кгс=157524 Н.
, (2. 34)
где Кτ – коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы (для роторного бурения равен 1, 04).
|
|
|
м.
Необходимая длина второй секции скомпонованной бурильной колонны составляет
l2=Lскв-l0-l1=1324-140, 8-300=883, 2 м.
, (2. 35)
где Wк – полярный момент сопротивления сечения по телу трубы, см3.
кгс·м=898, 6 Н·м.
. (2. 36)
, (2. 37)
что больше нормативного значения.
Расчет наибольших допустимых глубин спуска секций бурильной колонны в клиновом захвате проводится по шаблону примера 1 Инструкции [5] с использованием формул (2. 38) – (2. 39) (для ПКР-560 с коэффициентом охвата с=0, 9).
, (2. 38)
где Qтк’ – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата с=1, 0, кгс (Н).
кгс=1321700 Н.
м, (2. 39)
что значительно больше принятой длины этой секции l1=300 м.
кгс=981785 Н,
м,
что значительно больше принятой длины этой секции l2=883, 2 м.
Таким образом, вся спроектированная колонна может быть спущена до глубины 1324 м с использованием клинового захвата ПКР-560.
Результаты расчета сведены в таблицу 2. 3.
Таблица 2. 3 – Конструкция бурильной колонны (снизу-вверх)
| Номер секции | Тип трубы | Размеры, мм | Группа прочности | Длина секции, м |
| УБТС-2 | 159× 57 | - | ||
| УБТС-2 | 146× 68 | - | 12, 8 | |
| ПК | 127× 12, 7 | Д | ||
| ПК | 127× 9, 2 | Е | 883, 2 |
|
|
|
