Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 [ 85 ] 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

	151-139,7	165,1158,7	190,5	215,9	215,9
Диаметр УБТ, мм
Диаметр бурильных
труб, мм Диаметр обсадный колонны, под которую ведется бурение, мм

12,7 м. Выше турбобура размещается УБТ 1-й секции диаметром 121-мм (жесткая часть), далее 108 мм УБТ. Так как 121-мм УБТ

представляют собой жесткую часть компоновки, а турбобур является также жесткой системой, то вместо 121- мм УБТ виде жесткой части включим турбобур. Тогда

компоновку

1убт (108)

1,25(1 07 1 0 -1 0,9 1 0 )

1100

240 м (сжатая часть);

7850

убт(108)

240 579

138 600 Н

0,013 8 МН.

В нашем случае для 151- мм долота перепад давления на долоте с центральной про1вкой рд - 1 МПа. Перепад давления в турбобуре

1/20,038

ТС4А-127 Рт - 5 МПа.

Диаметр проходного отверстия долота Ппр

0,0 1 9 м2

(см. из табл. 8.20), тогда Рк

3,1 4 0,01 9

2,8 1 0-4 м2

Подставляя численные значения, получаем

0,87 -1,1 5(0,1 386 - 0,01 9)

1доп

1100

7850

(1 + 5)2,8 1 0

1,1 5 1,95 1 0

1100

7850

3606,8 м.

4. Определим общую длину бурильной колонны:

Lб.к - 1доп + 1т + 1убт(108) - 3606, 8 + 12, 7 + 240 - 3859, 5 м.

Глубина скважины 34 60 м. Так как 3859,5 > 34 60 м, то условия выполнены и трубы выбраны правильно.

8.5. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ (КНБК)

Компоновка низа бурильной колонны является ее наиболее ответственной частью.

Утяжеленные бурильные трубы входят в состав КНБК и предназначены для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны, за счет

которой создают нагрузку на долото в процессе бурения.

При выборе диаметра УБТ исходят из того, что необходимо обеспечивать наибольшую жесткость сечения EI в данных условиях бурения.

Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины (долота) должно составлять 0,75-0,85 для долот диаметром до 295, 3 мм и 0, 65-0,75 - для долот диаметром более 295,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наддо-лотного участка УБТ была не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций УБТ должно быть не менее 1,6-1,7. Исходя из этих соображений, необходимо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота в соответствии с табл. 8.23.

Из табл. 8.23 видно, что, например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддо-лотную часть.

Выделяют два основных типа компоновок - жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рацинальным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость. Жесткие компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Схемы жестких компоновок показаны на рис. 8.3.

Принцип действия отвесных компоновок обоснован на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей длине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины. Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допусти- мый зенитный угол. Схемы отвесных компоновок показаны на рис . 8.3.

При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.

8.5.1. ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТЫ КОМПОНОВОК

К опорно- центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители.

Рис. 8.3. Схемы применяемых компоновок нижней части бурильной колонны:

а-г - отвесные компоновки; д-к - жесткие компоновки; 1 - долото; 2 - забойный двигатель или жесткая наддолотная часть УБТ (при роторном бурении); 3 - УБТ; 4 - бурильные трубы; 5 - укороченная УБТ; 6 - центратор; 7 - калибратор; 8 - маховик; 9 -стабилизатор