Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Тогда механическая мощность на долоте равна:

Мощность Nв, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной L= 425 м, вычислим по формуле:

где n — частота вращения бурильной колонны ротором, об/мин;Dд — диаметрскважины (долота), мρ - плотность бурового раствора, кг/м3;g — ускорение силы тяжести, м/с2;Lк — суммарная длина компоновки труб КНБК и НК, м;dн — наружный диаметркомпоновки труб КНБК и НК, м. Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле:

Касательное напряжение в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле:

где Mкр-крутящий момент у верхнего конца наддолотного комплекта, Н· м;Wр — полярный момент сопротивления поперечного сечения тела трубы, м3. Коэффициент запаса прочности определим по формуле (считая, что используются трубы 1-го класса, υ = 1,0):где σт-предел текучести материала труб, Па;σр-напряжение растяжения, Па;υ - коэффициент износа труб. Полученное значение Кз выше допустимого значения Кдз = 1,40(1,45) для роторного способа бурения. Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z=0), на усталостную прочность. Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗУ-155 dз = 0,155 м вычислим по формуле:

Длину полуволны в плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле:

где E-модуль упругости материала труб (для стали E = 2,1· 1011.

Па);J-осевой момент инерции трубы, м4 (531,8· 10−8 м4);qНК-масса 1 метра труб наддолотного комплекта, кг/м;Lп — длина полуволны, м. Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле:

где W-осевой момент сопротивления опасного сечения трубы (W =83,7· 10−6м3);Постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле:

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ-1 = 59 МПа) вычислим по формуле:

где σb-предел прочности (σb = 687 МПа);σ-1 — предел выносливости труб, при симметричном цикле изгиба;

что превышает допустимый коэффициент nд = 1,5.Далее по таблице 6.4 учебного пособия выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВ-127×8К.Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

где QР (1)-предельная растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н (QР (1) = 1500 кН);σ-1 — предел выносливости труб, при симметричном цикле изгиба;

Допустимую длину 1-й секции бурильных труб вычислим по формуле:

где Qдоп (1)-допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н;Fк (1) — площадь поперечного сечения канала труб 1-ой секции, м2;что меньше требуемой величины длины бурильных труб, которую можно определить по формуле: l1 = L-lКНБК-lНК = 2500 — 175 — 250 = 2075 м. Тогда вес секции бурильных труб в жидкости рассчитаем по формуле:

Проверим прочность верхней трубы секции бурильных труб при спуске в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент C=0,7.где nзап-коэффициент запаса прочности;c — коэффициент охвата трубы клиньями (c= 0,7);Q — вес труб, расположенных ниже рассматриваемого сечения, Н;Qкл — предельная нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате при c= 1 Н (Qкл = 1260 кН) что соответствует допустимому значению nзап = 1,1.По таблице 6.3 учебного пособия определим крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Л» :УБТС2−229 — 107 кН· м;УБТС2−178 — 64 кН· м. По таблице 6.9 учебного пособия для соединения труб ТБВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 6.10 находим необходимый крутящий момент: ТБВ-127×8К — 14,0кН· м. Результаты расчетов сводим в таблицу 10.

2.1. Таблица 10.

2.1 — Результаты расчета бурильной колонны.

ПоказателиУБТУБТНКБТТип труб.

УБТС2−229УБТС2−178ТБВ-127ТБВ-127Наружный диаметр труб, мм229 178 127 127.

Внутренний диаметр труб, мм9 080 111 111.

Группа прочности материала труб.

ЛЛККИнтервал расположения секций, м2375−25 002 325−23 752 075;23250−2075.

Длина секции, м125 502 502 075.

Нарастающий вес колонны, кН277,1 340 394 138 911.

Гидравлический расчет циркуляционной системы.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости. Определим критическую скорость бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый разрез, по формуле (7.1) учебного пособия. Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и Σ(ΔРкп).Значение φ рассчитаем по формуле (7.2) с помощью найденной выше механической скорости проходки долота 295,3МГАУVм=14,5 м/ч =4,03· 10−3 м/с.где Q-расход бурового раствора, м3/с;Vм — механическая скорость проходки;Dс — диаметр скважины, м.т.е. содержание шлама в потоке пренебрежимо мало. Для определения величины Σ(ΔРкп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле для течения в кольцевом канале:

где η- пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па· с;τ0- динамическое напряжение сдвига, Па;dг — гидравлический диаметр канала, м. за УБТС2−229за УБТС2−178за ТБВОпределим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

Диаметр необсаженного ствола в данном случае примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны Dс= 0,30 м. Тогда:

за УБТС2−229за УБТС2−178за ТБВТак как полученные значенияReкп< Reкрна всех участках затрубного пространства, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Вычислим числа Сен-Венана для кольцевого канала по формуле:

за УБТС2−229за УБТС2−178за ТБВ-127Находим значение коэффициента β (при Se ≥ 10) по формуле:

за УБТС2−229за УБТС2−178за ТБВ-127Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства за бурильными трубами и УБТ до глубины слабого пласта по формуле:

на участке за ТБВ: на участке за УБТС2−178:

на участке за УБТС2−229:Местные потери от замков ЗУ-155 в кольцевом пространстве определим по формуле:

где lт- средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; если нет других данных, то при выполнении расчетов значение lт можно принять равным 12 м;dм- наружный диаметр замкового соединения, м;l — длина секции бурильных труб одинакового размера, м. Согласно таблице 6.9 учебного пособия dм = 0,155 м. Суммируя полученные значения ΔPкп и ΔPмк, найдем величину Σ(ΔPкп), необходимую для вычисления ρкр:ΔPкп = 0,503 + 0,030 + 0,152 + 0,0005 = 0,686 МПаОпределим ρкр по формуле:

где ρкр- критическая плотность, при которой может произойти гидроразрыв, кг/м3;Pг — давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;Σ(ΔPкп) — потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном (кольцевом) пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;Lп — глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья скважины, м;φ - содержание жидкости в шламожидкостном потоке бурового раствора в кольцевом пространстве скважины. Так как полученное значение ρкр больше принятого ρ= 1361 кг/м3, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется. Далее вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса по формуле:

в ТБВв УБТС2−229 В УБТС2−178Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну по формуле:

в ТБВв УБТС2−229 В УБТС2−178 В бурильной колонне везде действительные числа Reт > Reкр, следовательно, на всех участках имеет место турбулентный режим течения промывочной жидкости и поэтому потери давления внутри колонны определяется по формуле Дарси-Вейсбаха.Предварительно вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле:

Шероховатость K принимаем равной 3· 10−4 м. внутри ТБВвнутри УБТС2−229внутри УБТС2−178Далее рассчитаем потери давления внутри ТБВ и УБТ по формуле:

внутри ТБВвнутри УБТС2−229внутри УБТС2−178Тогда общие потери давления на трение по всей длине внутри труб БК составят: ΣΔРт = 3,62 + 0,55 + 0,40 = 4,57 МПа. Местные потери от замков ЗУ-155 внутри колонные бурильных труб определяем по формуле:

где lт- длина одной трубы, м; можно принять равной 12 м;dзв- наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

Предварительно определим по таблице 7.

1. учебного пособия значения гидравлических коэффициентов элементов обвязки αс = 0,4· 105м-4; αш = 0,3· 105м-4;αв = 0,3· 105м-4;αк = 0,4· 105м-4.Поскольку потери давления в кольцевом пространстве за ТБВ ранее были определены для участка длиной 1275 м, пересчитаем это значение на полную длину ТБВ L = 2325 м: Тогда общие потери давления по всей длине КП составят:ΣΔPкп = 0,030+0,152+0,917 = 1,099 МПаДалее вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давления в долоте, по формуле:(ΔP — Pд) = Σ(ΔPт) + Σ(ΔPкп) + ΔPмт + ΔPмк + ΔP0 = 4,57 + 1,099 + 0,28 + 0,0009 + 0,14 = 6,09 МПаРассчитаем резерв давления ΔPр для определения допустимого перепада давления в долоте по формуле:

где Pн- предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;b- коэффициент, учитывающий необходимый запас давления при работе бурового насоса (насосов).Такой запас давления вполне подходит для реализации в насадках трехшарошечного долота принятого перепада давления Pд = 10 МПа. Определим общую площадь промывочных отверстий насадок долота по формуле:

где µ- коэффициент расхода (0,95 — для трехшарошечных долот);Выберем количество промывочных насадок для долота295,3МГАУ п = 3. Тогда диаметр одной насадки составит:

Таким образом, для создания перепада давления в долоте 295,3МГАУ, равного 10 МПа, необходимо установить три гидромониторных насадки диаметром 11 мм каждая. В заключение определим фактическое максимальное давление нагнетания на выходе бурового насоса УНБ-600А:Pmax = ΔP + Pд = 6,09 + 10 =16,09 МПаЧто меньше, чем предельно допустимое значение (19,0 МПа) для цилиндровых втулок выбранного диаметра (150 мм).