Расчет бурильных труб последующих секций.
Расчет последующих секций бурильных труб производится аналогичным образом. Различие состоит в том, что здесь нельзя пренебрегать растягивающими и касательными напряжениями, а также необходимо рассчитывать длину секции.
Для 2-й секции выбор труб начинаем с проверки на соответствие условиям бурения первой трубы из таблицы 4.1, так как очередность труб в ней соответствует целям, обозначенным в разделе 2.1.
1.3.1. Проверки запаса прочности по избыточному давлению:
По формуле (11) определяем
PT =0,875·372·106·2·0,009 / 0,1397=42,8 Мпа;
по формуле (12) PВ=42,8 / 1,15 = 37,2 Мпа, что больше 25 Мпа .
Так как труба 1 имеет наименьшее допустимое внутреннее давление, то для других труб из списка это условие заведомо выполняется и в дальнейшем эту проверку можно опустить.
1.3.2. Наибольшая допустимая длина секции.
По формуле (14) определяем предельную нагрузку для трубы № 1
кН.
Вес предыдущих секций по формуле (29) QБ1 = 80 кн,
а QКНБК =187,7 кн, тогда по формуле (13)
м.
Так как это >500м и для трубы № 1 нет ограничений по длине, то окончательно
принимаем длину второй секции l2 = 1650 м;
вес секции Q2 = 0,333*1650 = 549,5 кн ;
вес в буровом растворе QБ2 =549,5*(1-1,6 / 7,85) = 439,6 кн
1.3.3. Для определения фактического коэффициента запаса статической прочности рассчитываем:
по ф (18) Qp = 1,15(80+439,6+187,7)+10000·0,785·0,12172= =929,7 кн;
по формуле (17)
МПа;
по формуле (16)
σэ = 251,3·1,04 = 261,4 МПа;
по формуле (15)
,
что больше нормативного значения.
|
|
|
1.3.4. Проверка на сопротивление усталости начинается с определения коэффициента nσ :
по формуле (10)
м4;
по формуле (9)
м;
по формуле (8)
м;
по формуле (28)
Q’ =80 кн
по формуле (27)
м;
по формуле (26)
;
м;
по формуле (25)
Н м.
Wи вычисляем по формуле (24), или берём из приложения 3
Wи =156,6*10-6м3
по формуле (23)
МПа.
Учитывая площадь опасного сечения трубы (5652 мм2, прил. 3), получаем
МПа;
по формуле (21)
σа = 21,1·0,5 = 10,6 МПа
по формуле (20)
.
1.3.5. Запас прочности по касательным напряжениям кручения определяем по формуле (30) для этого вычисляем:
по ф (18) Qp = 1,15(80 +439,6+187,7)+10000·0,785·0,12172= 929,7кн;
по формуле (17)
МПа.
Для гладкой части трубы по формуле (31)
м3.
Для опасного сечения W’к =2·156,6·10-6 =313*10-6м3
по формуле (32)
;
по формуле (30)
.
1.3.6. Обобщенный коэффициент запаса по усталости металла труб определяется по формуле (19)
.
1.3.7. Труба №1 удовлетворяет всем условиям для второй секции. В итоговую таблицу (см. раздел 2.10) заносим:
интервал секции -3650-2000 м;
длина секции -1650 м;
тип трубы - ТБВ;
диаметр трубы -139,7 мм;
толщина стенки - 9 мм;
группа прочности – Д;
тип замка -ЗШ-178;
вес секции – 549,5 кн;
нарастающий вес – 549,5 + 327,1= 876,6 кн;
|
|
|
запас прочности: n2 = 42,8 / 25 =1,7; n =1.4; n1= 4,14.
1.3.8. Для компоновки следующей 3-й секции необходимы трубы более прочные, чем труба № 1. Из приложения 1 следует, что для группы прочности К σт = 490 МПа , что больше предела текучести для группы Д, следовательно труба № 2 может быть использована для 3-й секции. Произведем соответствующие проверки.
по формуле (11)
МПа;
;
по формуле (14)
кН;
по формуле (13)
м.
Принимаем : l3 =1000 м; вес секции Q3 =0,333·1000 = 333 кн; вес секции в буровом растворе QБ 3 =333 (1- 1,6/ 7,85) = 265,1 кн.
по формуле (18)
Qр= 1,15(80+439,6+265,1+187,7)+10000·0,785·0,12172=1229,9кн;
по формуле (17)
МПа;
по формуле (16)
σэ = 332,9·1,04 =346,2 МПа
по формуле (15) n = 490 / 346,1 =1,42.
Так как геометрические и весовые характеристики трубы № 2 такие же, как и у трубы № 1, то lω =375 м; L0= 16,07; J = 7,924*10-6 м4;
W’И =156,6*10-6м3; WИ0 =113,5*10-6 м3.
по формуле (28)
Q’= 80 + 439,6 = 519,6 кн
по формуле (27)
м.
При вычислении f учитываем, что секция находится в интервале обсаженного ствола.
;
по формуле (26)
м;
по формуле (25)
;
по формуле (23)
σm = σи = 473,9 / 156,6 = 3,03 МПа ;
по формуле(21)
σа =3,03·0,5 = 1,51 МПа;
МПа;
по формуле (20)
;
(18) Qр= 1,15(80+439,6+265,1+187,7)+10000·0,785·0,12172=1229,9кн;
по формуле (17) 
МПа;
|
|
|
по формуле (32)
;
по формуле (30)
;
по формуле (19)
.
Таким образом, для 3-й секции получено:
интервал секции - 2000 - 1000 м;
длина секции - 1000 м;
тип труб - ТБВ;
диаметр труб - 139,7 мм;
толщина стенки - 9 мм;
группа прочности - К;
тип замка - 3Ш-178;
вес секции – 333 кн;
нарастающий вес – 549,5 +333 = 882,5 кн;
запас прочности: n2 = 2,2; n = 1,42; n1 = 6,9.
1.3.9. Для компоновки следующей 4-й секции бурильной колонны следует брать трубы более прочные, чем труба № 2. Произведем соответствующие проверки для трубы № 3.
ТБВ; 139,7 х 9; Е , для которой σт = 539 МПа .
По запасу на избыточное давление эта труба заведомо проходит.
Далее:
по формуле (14) 
кН;
по формуле (13)
м,
что меньше 500 м, т.е. трубу № 3 для 4-й секции использовать нецелесообразно. Произведем аналогичную проверку для трубы № 4:
ТБВ; 139,7 х 9; Л; σт = 637 МПа:
по формуле (14)
кН;
по формуле (13)
м.
Принимаем l3 = 700 м. Тогда Q4 = 233,1 кн; QБ4 =189,3 кн.
Далее производим все проверки по коэффициентам запаса
по формуле (18)
Qр= 1,15(80+439,6+265,1+189,3+187,7)+104·0,785·0,12172=1452,2 кН;
по формуле (17)
МПа;
по формуле (16)
σэ = 437·1,04 = 409 МПа ;
по формуле (15)
n = 637 / 409 = 1,6.
Геометрические и весовые характеристики трубы такие же, как и для предыдущей секции. Тогда lω =375 м; L0= 16,07; J = 7,924·10-6 м4;
W’И =156,6·10-6м3; WИ0 =113,5·10-6 м3.
|
|
|
Q’ = 80+439,6+265,1= 784,7кн;
по формуле (27)
м.
f = 0,063 м;
(26) 
;
(25) 
(23) σm = σи = 315,9 / 156,6 = 2,02 МПа ;
(21) σа = 2,02 ·0,5 = 1,01 МПа ;
по формуле (20)
;
(18) Qр= 1452,2 кн;
(17) σр =393МПа
по формуле (32)
по формуле (30)
;
по формуле (19)
.
Итак, для 4-й секции имеем:
интервал секции - 1000-300 м;
длина секции - 700 м;
тип труб – ТБВ;
диаметр труб - 139,7 мм;
толщина стенки - 9 мм;
группа прочности Л;
тип замка - 3Ш-178;
вес секции – 233,1 кн;
нарастающий вес 1209,6 +233,1 = 1442,7 кн;
запас прочности : n2 = 2,87; n = 1,6 ; n1 = 7,6.
1.3.10 Последнюю пятую секцию длиной 300 м компонуем из труб № 8, так как для труб 5, 6 и 7 Qр max получается меньше, чем растягивающая нагрузка от предыдущих секций (для № 7 Qр max =1568 кн< Qр 4=1607 кн)
Тогда для 5-й секции:
l5 = 300, Q5 = 0,363·300 =108,9 кн, Qб5 = 86,7кн
(18)
Qр= 1,15(80+439,6+265,1+331,4+86,7+187,7)+104·0,785·0,12172=1715,3кн;
по формуле (17)
МПа;
(16) σэ = 421,2·1,04 = 438 МПа
(15) n = 637 / 438= 1,45.
Поскольку толщина стенки изменилась по сравнению с трубами предыдущей секции, то расчет дает: lω =390 м; L0=16,4; J = 8,619*10-6 м4;
W’И =170,1*10-6м3; WИ0 =123,4*10-6 м3.
Q’ = 80+439,6+265,1+331,4= 1116,1 кн;
по формуле (27)
м.
f = 0,063 мм;
по формуле (26)
м.
по формуле (25)
;
(23) σm = σи = 263,7 / 170,1 = 1,55 МПа
(21) σа = 1,55·0,5 = 0,78 МПа ;
МПа;
по формуле (20) 
;
Qр= 1715,3кн;
(32) 
(30) 
(19) 
Для последней секции:
интервал секции -300-0;
длина секции - 300 м;
тип труб – ТБВ;
диаметр труб - 139,7 мм;
толщина стенки - 10мм;
группа прочности Л;
тип замка -3Ш-178;
вес секции - 108,9 кн;
нарастающий вес – 1442,7 + 108,9 = 1551,6 кн;
запас прочности : n2 > 2,87; n = 1,45 ; n1 = 7,3.
Расчет окончен.
2.Проектирование конструкции скважины.
Проектирование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт, количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором этапе – размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. При этом, по возможности, учитывается накопленный опыт строительства скважин как в целом по региону, так и по рассматриваемому месторождению, принимаются во внимание действующие на предприятии инструкции, регламенты и т.д. Ниже приводится пример проектирования конструкции скважины.
Глубина скважины (Нскв.,м), пластовое давления (Рпл., МПа), давление гидроразрыва (давление поглощения раствора) (Рг.р., МПа) приводятся в табл. 1.
Таблица 1 - Характеристика давления на различных глубинах по разрезу скважины.
| Глубина скважины, м | Пластовое давление, МПа | Давление гидроразрыва (давление поглощения раствора), МПа |
| 400 | 4,00 | 6,0 |
| 800 | 8,82 | 11,44 |
| 1200 | 13,44 | 17,88 (16,26)* |
| 1250 | - | 16,25 |
| 1900 | 20,52 | 26,60 |
 2200
| 28,60 | 35,2 (33,75)* |
| 2250 | - | 33,75 |
| 2400 | 29,52 | 37,92 |
| 2600 | 32,76 | 40,82 |
| 3000 | 30,90 | 46,52 |
Примечание: * - в скобках указано давление поглощения раствора.
Оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяется графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Pпл), давлений гидроразрыва (поглощений) пластов (grad Pгр) по глубинам скважины Z (рисунок 2):
| 
|
По данным, приведенным в табл. 1, находим значения эквивалентов градиентов давлений.
Для пластовых давлений по интервалам:
| 1. | grad Pпл-z1 = 4,0/ (0,01 ·400) = 1,0 |
| 2. | grad Pпл-z2 = 8,82/ (0,01 · 800) = 1,1 |
| 3. | grad Pпл-z3 = 13,44/ (0,01 · 1200) = 1,12 |
| 4. | grad Pпл-z4 = 20,52/ (0,01 · 1900) = 1,08 |
| 5. | grad Pпл-z5 = 28,60/ (0,01 · 2200) = 1,3 |
| 6. | grad Pпл-z6 = 29,52/ (0,01 · 2400) = 1,23 |
| 7. | grad Pпл-z7 = 32,76/ (0,01 · 2600) = 1,26 |
| 8. | grad Pпл-z8 = 30,90/ (0,01 · 3000) = 1,03 |
Для давлений гидроразрыва (поглощений) по интервалам:
| 9. | grad Pгр-z9 = 6,0/ (0,01 · 400) = 1,5 | |
| 10. | grad Pгр-z10 = 11,44/ (0,01 · 800) = 1,43 | |
| 11. | grad Pгр-z11 = 17,88/ (0,01 · 1200) = 1,5 | 16,26/ (0,01 · 1200) = 1,355 |
| 12. | grad Pгр-z12 = 26,60/ (0,01 · 1900) = 1,4 | |
| 13. | grad Pгр-z13 = 35,20/ (0,01 · 2200) = 1,6 | 33,75/ (0,01 · 2200) = 1,53 |
| 14. | grad Pгр-z14 = 37,92/ (0,01 · 2400) = 1,58 | |
| 15. | grad Pгр-z15 = 40,82/ (0,01 · 2600) = 1,57 | |
| 16. | grad Pгр-z16 = 46,52/ (0,01 · 3000) = 1,67 | |
| 17. | grad Pгр-z17 = 16,25/ (0,01 · 1250) = 1,3 | |
| 18 | grad Pгр-z18 = 33,75/ (0,01 · 2250) = 1,5 |
Строим график изменения пластового и гидростатического давлений бурового раствора в координатах «глубина – эквивалент градиента давлений». Для этого наносим на график значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и строим линию 1 – 8. Параллельно оси ординат проводим линии АВ,CD, EF касательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов пластовых давлений. Эти линии определяют граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов (рис. 2). Аналогично строим кривую эквивалентов давлений гидроразрыва и давлений, вызывающих поглощения бурового раствора и получаем кривую 9 – 18 (рис 2). Пунктиром показаны давления, при которых начинается интенсивное поглощение бурового раствора. Параллельно оси ординат проводим линии KL, MN, OP касательные к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов давлений поглощений бурового раствора. Полученные зоны ABLK, CDMN, и EFOP являются зонами совместимых условий бурения (зонами крепления скважины обсадными колоннами). В связи с наличием трех зон крепления конструкция скважины будет представлена тремя обсадными колоннами: Ниже приведены рекомендуемые сочетания диаметров эксплуатационных колонн и дебитов, применяемые на практике. В эти сочетания можно вносить коррективы с учетом конкретных условий месторождения.
| Нефтяные скважины: | ||||||
| Суммарный дебит жидкости, м3/сут. | < 40 | 40-100 | 100-150 | 150- 300 | > 300 | |
| Примерный диаметр эксплуатационной колонны, мм | 114 | 127-140 | 140-146 | 168-178 | 178-194 | |
| Газовые скважины: | ||||||
| Суммарный дебит газа, тыс.м3/сут. | < 75 | < 250 | < 500 | < 1000 | < 5000 | |
| Примерный диаметр эксплуатационной колонны, мм | 114 | 114-146 | 146-168 | 168-219 | 219-273 | |
Диаметр долота (dд ) для бурения ствола под обсадную колонну (например, эксплуатационную) должен быть больше наружного диаметра обсадной колонны (dм ). При этом берется наибольший диаметр колонны – по муфтовому соединению.
dд = dм + 2Δк,
dд = 146 + 2·10 = 166
где Δк – минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске (мм).
Размеры радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске в зависимости от типоразмера труб следующие:
| Наружный диаметр обсадной колонны, мм | 114-127 | 140-168 | 178-194 | 219-245 | 273-299 | 324-351 | ≥337 |
| Радиальный зазор между колонной и стенками скважины, мм | 7-10 | 10-15 | 15-20 | 20-25 | 25-35 | 30-40 | 40-50 |
Внутренний диаметр (d)пред предыдущей обсадной колонны должен быть обязательно больше диаметра долот (dд.)посл. для бурения под последующую колонну:
(d)пред = (dд.)посл. + 2Δ,
(d)пред = 166 + 2·5 = 176
где Δ – радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну. Величину зазора обычно принимают Δ = 5-10 мм. причем зазор увеличивают по мере роста диаметра долот. Зная необходимый внутренний диаметр колонны, находят по ГОСТ 632-80 соответствующий ему наружный диаметр обсадных труб.
Таким образом, диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Для этого может быть использована номограмма приведенная в Приложении 1.
Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 434; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!