Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

- силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)

- силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;

- изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;

- осевая сжимающая силав нижней части колонны;

- крутящий момент при вращении колонны;

- изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;

-

динамические составляющие продольных и поперечных сил,изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [11].

Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая - в нижней. Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней - при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.

Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.

В данном случае производится расчет бурильной колонны для бурения последнего пятого интервала (см. 2.2.2).

При расчете используется компьютерная программа по расчету бурильной колонны, составленная студентом Шишовым. Программа отвечает требованиям изложенным в [3] и расчеты проводятся с учетом коэффициентов запаса статической прочности – 1,4 и нормативного запаса прочности на избыточное давление – 1,15.

При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурениеведется долотом с диаметром 0,2159 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компановки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл. 2 [11] выбираются трубы ТБПВ снаружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП – 168 – 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл. 2 [11]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ – 172.

Исходные данные:

1.Условия бурения – нормальные.

2.Интервал бурения 2775 – 3105 м.

3.Осевая нагрузка на долото – 18000 кг.

4.Диаметр забойного двигателя – 0,195 м.

5.Длина забойного двигателя – 6,6 м.

6.Вес забойного двигателя – 1100 кг.

7.Диаметр обсадной колонны – 0,146 м.

8.Толщина стенки обсадной колонны – 7,7мм.

9.Плотность бурового раствора – 1,08·104 Н/м3.

10.Длина по стволу 1-го интервала – 100 м.

11.Длина по стволу 2-го интервала – 194 м.

12.Длина по стволу 3-го интервала – 2249 м.

13.Длина по стволу 4-го интервала – 242 м.

14.Радиус искривления на 2-ом интервале – 401 м.

14.Зенитный угол в конце 2-го интервала – 27,75 град

14.Радиус искривления на 4-ом интервале – 498 м.

15.Зенитный угол в конце 4-го интервала – 0 град.

16.Перепад давления на турбобуре и долоте – 10,5 МПа.

17.Действующее наружное давление – 30 МПа .

18.Коэффициент трения колонны о породу – 0,3.

19.Тип клинового захвата – ПКР-560.

20.Длина клиньев – 0,40 м .

Результаты расчета:

1-я ступень УБТ - УБТ 178-90 длина – 62,5 м.

Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м.

2-я ступень УБТ - УБТ 146-74 длина – 8 м.

Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.

Тип cмазки – Графитовая.

Промежуточные опоры на УБТ – 3 шт. диаметром 0,203 м.

Вес компоновки УБТ – 11235 кг.

Вес КНБК – 11485 кг.

Длина КНБК – 78,5 м.

Тип cмазки – Графитовая.

1-я ступень КБТ – ТБПК 127-9,2-Р длина – 250 м, вес – 8367 кг.

Тип замкового соединения – ЗП-168-70.

Момент затяжки – 3022 кгс·м.

Фактический запас статической прочности – 1,49.

Фактический запас прочности усталости – 1,37.

Фактический запас прочности по давлению – 2,77.

Коэффициент превышения длины – 8,16.

2-я ступень КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.

Тип замкового соединения – ЗЛ-172.

Момент затяжки – 1880 кгс·м.

Фактический запас статической прочности – 1,38.

Фактический запас прочности усталости – 1,35.

Фактический запас прочности по давлению – 1,84.

Коэффициент превышения длины – 2,13.

Вес КБТ –65976 кг.

Вес БК – 67076 кг.

Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.

Интервал 0 – 100 м (вертикальный):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ – 240 (ГОСТ 26673-85).

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 100 – 294 м (набор параметров кривизны):

Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

ТО – 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема «СИБ – 1».

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 294 – 650 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3(ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ – 240 (ГОСТ 26673-85).

УБТ – 203x90 (ТУ-39-076-74) –24 м.

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 650 – 2550 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).

Стабилизирующая коронка СТК – 214 (ТУ-26-02-852-83).

3ТСШ1 – 195 (ГОСТ 26673-85).

УБТ – 178 x90 (ТУ-39-076-74) –24 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 2550 – 2785 м (интенсивное снижение зенитного угла до 00):

Долото MF – 15 ( код IADC – 433X).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

Д2 – 195 (ГОСТ 26673-85).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.

Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.

Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

 Скачать реферат