Меню

Длина секции бурильных труб

Расчёт длины секций бурильных труб

Принцип расчёта длины секций бурильных труб LБТ заключается в том, что наиболее опасным для поломки сечением бурильной колонны считается нулевой уровень (Рисунок 47) от поверхности земли. По ПБНГП от 2013 года расчёт проводится для подвешенной бурильной колонны, без учёта выталкивающей силы бурового раствора. При этом должно соблюдаться следующее условие:

где: σР – расчётное напряжение в опасном сечении бурильной колонны (на поверхности земли);

σТ – предел текучести стали бурильных труб в опасном сечении;

Кз – коэффициент запаса прочности.

По ПБНГП от 2013 г КЗ для не осложнённых условий бурения должен быть не менее 1,3, а для осложнённых условий, – не менее 1,5. То есть для наклонно-направленного и горизонтального бурения КЗ = 1,5. Пределы текучести стали определяют по табличным значениям (Таблица 8).

Расчёт первой секции начинают с того, что выбирают типоразмер её бурильных труб. В качестве такого типоразмера принимается хорошо себя зарекомендовавший в подобных условиях бурения. Например, ТБПВ127×10Е. Если расчёт закончится тем, что длина труб из такого материала (в сумме с длиной КНБК) окажется меньше длины скважины, то рассчитывают дополнительную вторую секцию из бурильных труб с большей допустимой нагрузкой. То есть либо с большим диаметром, либо с более прочной сталью. А затем опять определяется сумма длин КНБК и секций, которая должна быть больше длины скважины.

Однако, при этом следует помнить, что секции бурильных труб должны быть достаточно прочными, но не слишком дорогими. То есть они должны быть как можно легче, и сделаны из стали подешевле, то есть из возможно менее прочной. Тем более, что менее прочная сталь обладает больней выносливостью к знакопеременным нагрузкам, что очень важно при наклонно-направленном и горизонтальном бурении.

В простейшем случае, когда бурильная колонна подвешена вертикально (одноосное растяжение), σР определяют как отношение силы тяжести бурильной колонны GБК к площади поперечного сечения бурильной трубы в опасном сечении SОС:

Площадь опасного сечения бурильной трубы определяют как площадь поперечного сечения кольца тела трубы (Рисунок 48), где DН – наружный диаметр бурильной трубы в опасном сечении, а DВ – соответствующий внутренний диаметр.

Для определения возможной длины секции бурильных труб решают обратную задачу. То есть, последовательно определяют, во-первых, какие могут быть минимальные расчётные напряжения с учётом коэффициента запаса прочности. Во-вторых, определяют допустимую нагрузку на опасное сечение PДОП. В-третьих, из допустимой нагрузки вычитают вес КНБК, а потом, через вес погонного мера бурильной трубы, аналогично расчёту длины КБК, из остатка вычисляют длину секции бурильной колонны, которая выдержит вес КНБК и при этом не порвётся под действием собственного веса, а так же от воздействия давления промывочной жидкости, создаваемой буровыми насосами FНАС:

Читайте также:  Канализационная труба пвх в краснодаре

где:

где: SОС – площадь опасного сечения,

где: SВС – площадь внутреннего сечения (полости) бурильной трубы,

Например, для труб ТБПВ127×10Е (mБТ = 31,9кгс):

Длина бурильной колонны LБК в простейшем случае равна сумме LУБК и LБТ. В данном случае LБТ = 3587 м + 180 м = 3767 м. То есть в не осложнённых условиях, компоновкой труб из УБТС-178 и ТБПВ127×10Е можно пробурить вертикальную скважину диаметром 215,9 мм глубиной 3767 м.

Источник

Расчет бурильных труб 1-й секции

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

Кафедра нефтегазового промысла

Институт нефти, газа, энергетики и безопасности

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин

на тему «Расчет бурильной и эксплуатационной колонн, конструкции скважины»

Выполнил студент группы 09-Н-БС1

Допущен к защите___________________________________________

Руководитель (нормоконтролер) проекта _________________/С.В. Усов/

(подпись, дата, расшифровка подписи)

Члены комиссии ___________________________________/А.В. Шостак/

(подпись, дата, расшифровка подписи)

ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

Кафедра нефтегазового промысла

Институт нефти, газа, энергетики и безопасности

на курсовое проектирование

по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

студент Аль-мусави Хайдер фарид

специальность 130504 – «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Тема проекта «Расчет бурильной и эксплуатационной колонн, конструкции скважины»

а) пояснительная записка 30−50 с.

б) графическая часть 2 листа формата А4

Срок выполнения с «___»_____________ по «___»_____________2012г.

Срок защиты с «___»_____________2012г.

Дата выдачи задания «___»____________2012г.

Дата сдачи проекта на кафедру

Руководитель проекта _______________________________/С.В. Усов/

Задание принял студент _____________________________/х.ф. Аль-мусави /

(подпись, дата, расшифровка подписи)

Реферат

Курсовой проект: 40 с., 4 источника, графическая часть – 2 листа формата А4

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА, КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА, ОБСАДНАЯ КОЛОННА, МЕЖКОЛОННОЕ ДАВЛЕНИЕ

Произведен расчет пяти секций бурильной колонны (на интервале бурения 2000-3900 метров, с диаметром обсадной колонны, под которую ведется бурение 245 мм). Определена конструкция скважины с построением совмещенного графика давлений. Произведен расчет эксплуатационной колонны с построением эпюры избыточных давлений. Произведен расчет разгрузки обсадной колонны при её спуске в скважину и расчет определения количества промывочной жидкости доливаемой в колонну при спуске её с обратным клапаном. Произведен анализ возможных причин появления межколонных давлений и расчеты возможности безопасной эксплуатации скважины

Содержание

1.2.Расчет бурильных труб 1-й секции………………………………..…………………………….7

1.3. Расчет бурильных труб последующих секций…………………………………………..10

2.Проектирование конструкции скважины…………………………………………………………………..21

3. Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины…………..……………………27

4. Расчеты при спуске обсадной колонны………….……………………………………………………. 30

4.1. Определения удлинения обсадной колонны в результате растяжения под действием собственного веса………….……………………………………………………………………………………………..…30

4.2. Определения разгрузки обсадной колонны при её спуске в скважину…….31

4.3. Определения количества промывочной жидкости доливаемой в колонну при спуске её с обратным клапаном…………….…………………………………………………………………………….…….32

5. Расчет величин допустимых межколонных давлений в скважине

и диагностирование их причин………………………………………………..…..33

Список использованных источников……………………………………………………..37

Приложение А Результаты расчетов ……………………………………………………………………………. 38

Приложение Б Конструкция скважины ………………………………………………………………………. 39

Читайте также:  Изогнутая труба из нержавейки

Приложение В Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений на обсадную колонну…………………………………………………………………………………………………………………………. 40

Введение

Нефтяные и газовые скважины являются уникальными капитальными сооружениями, строительство которых ведется по заранее составленному и утвержденному техническому проекту. Уникальность скважин, как сооружений, прежде всего, выражается в их размерах — значительных по протяженности в глубь земной коры и существенно малых поперечных размеров. Основой проекта строительства скважины является полный геологический разрез района, в котором намечается бурение скважины, и её проектная глубина. На основании детального изучения геологического разреза района, пластовых давлений, характеристик слагающих разрез пород, глубин залегания и мощностей зон возможных осложнений (обвалы и осыпания пород, поглощения промывочной жидкости, газоводонефтепроявления и т.д.), а так же эксплуатационных параметров подлежащего вскрытию продуктивных горизонтов специалисты по строительству скважин разрабатывают конструкцию скважины, а так же производят все необходимые расчеты для качественного её крепления. Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильности расчетов крепления скважин и верного выбора конструкции, обеспечивающей разделение зон, характеризующихся несовместимыми условиями бурения, а так же качественного цементирования.

Расчет бурильной колонны

Исходные данные для расчета

Наименование параметра Значение параметра
Интервал бурения, м 2200-4000
Диаметр предыдущей обсадной колонны, мм 324
Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм 245
Диаметр долота, мм 295,3
Частота вращения ротора, об/мин 80
Нагрузка на долото, кН 150
Перепад давления на долоте, МПа 10
Максимальное давление на насосах, МПа 25
Плотность бурового раствора, г/см 3 1,60
Условия бурения нормальные

Обеспеченность бурильными трубами согласно таблице 4.1 исходных данных. Минимальная допустимая длина секции 500 м.

Примечание: При переводе единиц измерения из технической (кгс, атм) в СИ (Н, Па), для упрощения вычислений допустимо принимать м/с 2 .

1.1.1. Диаметр основной ступени УБТ находим, по формуле (1):

при Dд =295,3 А =0,85·295,3=251 . Тогда (см. приложение 4) допустимы трубы диаметром 299 и 254 мм. Выбираем УБТ для первой (основной) ступени диаметром D01 = 254 мм . Внутренний диаметр d01 = 10 мм , вес погонного метра трубы q01 = 3,361

1.1.2. Проверка на жесткость производится по условию (2), принимая толщину стенки обсадной колонны мм.

;

,

, т.е. необходимая жесткость конструкции обеспечена.

1.1.3. Для нахождения диаметров промежуточных ступеней УБТ необходимо знать диаметр 1-й секции бурильных труб (первой от низа бурильного инструмента), его определяем из условий (3) . Dок = 245 мм, что меньше 300, тогда 139,7· Dокdб1 ≤ 0,67· Dок.-15. В соответствии с таблицей наличия труб выбираем dб1 =112,7мм. Кроме того, для обеспечения плавного перехода по жесткости, следует выбрать трубу с максимальной толщиной стенки и повышенным пределом выносливости. Этим требованиям отвечает труба № 13 (см. таблицу 4.1)

1.1.4. Диаметр последней (примыкающей к бурильным трубам) ступени УБТ находим из соотношения (4)

Читайте также:  Трубы попутчики что это

,

Тогда, используя приложение 4 для последней ступени УБТ, выбираем трубу диаметром 178 мм.

Из соотношения (5) получаем для ступени, следующей за основной:

,

т.е. согласно приложению 4 мм.

,

т.е. мм.

Итак, компоновка УБТ состоит из трех ступеней:

1-я диаметром 254 мм, 2-я – 203 мм и 3-я – 178 мм.

1.1.5. Длину основной ступени определяем по формуле (6) считая, что длина переходных ( ) ступеней по 25 м

м.

Принимаем м.

Общая длина компоновки УБТ м.

Общий вес УБТ Q = 3361·40 + 2146·25 + 1560·25 = 227,1 кн, вес в буровом растворе Qкнбк = 227,1· (1-1,6/7,85) = 181,7 кн.

1.1.6. Количество центрирующих опор для основной ступени находим, используя условия (7).

м 4 ;

м;

м;

;

,

принимаем .

Итак: основная ступень центрируется двумя центраторами, и еще один устанавливается между 2-й и 3-й ступенями.

Расчет бурильных труб 1-й секции

1.2.1. Трубы для 1-й секции уже выбраны (см. 3.1.3) с учетом обеспечения перехода по жесткости. Длину этой секции рекомендуется брать 250-300 м. Согласно таблице 1 исходных данных принимаем м и производим проверки согласно разделам 2.2-2.5.

1.2.2. По наружному диаметру и диаметру замковых соединений трубы 13 удовлетворяют условиям (3) раздела 1.3.

1.2.3. По избыточным давлениям.

По формуле (11) определяем предельное внутреннее давление для трубы (σт берем из приложения 1).

МПа.

Допустимое внутреннее давление определяем по формуле (12)

.

Поскольку максимальное давление на насосах согласно исходным данным 25 МПа, то требования по внутренним избыточным давлениям удовлетворены.

1.2.4. По статической прочности.

Поскольку длина 1-й секции бурильных труб определена м, то переходим к расчету коэффициента запаса по формуле (15), для этого по формуле (29), используя приложение 3, определяем

кН.

Далее по формуле(18) находим растягивающую нагрузку, принимая ∆P равным перепаду давления на долоте, а вес компоновки УБТ в буровом растворе см п. 3.1.5. Н.

кН;

по формуле (17) МПа;

МПа;

,

Таким образом, труба № 13 проходит по статической прочности.

1.2.5. Запас прочности по усталости.

Согласно примечанию к п.2.9.1 формула (19) для 1-й секции бурильных труб приводится к виду n1 = nσ

Для определения nσ рассчитываем:

м 4 ;

м;

м.

Для первой секции принимается .

м;

м;

по формуле (25), принимая для стали МПа

Н/м;

м 3 ;

МПа;

по формуле (20), учитывая, что для 1-й секции σ’р = 0, а из приложений.2 и 1 σ-1=130 , σв= 637 Мпа, получим

.

В данном частном случае n1=nσ т.е. n1 =6,2, что больше нормативного значения 1,5.

Таким образом, труба № 13 удовлетворяет всем условиям. Расчет первой секции окончен. Результаты необходимо записать в общую таблицу, см.прил.5:

интервал установки секции на конец бурения 3900-3650;

на статическое растяжение — n =3,32;

на усталостные напряжения — n1 =6,2.

Дата добавления: 2018-06-27 ; просмотров: 578 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Adblock
detector