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

Т а б л и ц а 8.24 Основные параметры УБТ

(8.37)

Н/м2; I - осевой q - вес 1 см дли-

где Е - модуль упругости стали, момент инерции сечения трубы, м4;

ны УБТ, МН/м.

Значения критической нагрузки для УБТ различных типов и диаметров можно также найти по табл. 8.24.

Если осевая нагрузка на долото будет больше, чем критическая (Рдс > Ркр), то необходимо в интервалах, где будет наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до значения критической.

Длина растянутой части ( м) определяется по формуле:

для роторного бурения

l3 =

для турбинного бурения

(8.38)

/3 - 0,25(Рд - G)l убт3, (8.3 9)

где дубт3 - вес 1 м УБТ в растянутой части, МН.

Если в растянутой части будут находиться несколько секций УБТ разных диаметров, то вес этих УБТ (0,25Рд) необходимо равномерно распределить между всеми секциями в растянутой части.

В итоге длина отвесной компоновки (м) будет составлять:

для роторного бурения

L - /1+ +0:?!Р. , (8.40)

для турбинного бурения

L - 11 +-а-2оао -а- (8.41)

q6ac2 ЗзааВ

Пример 8.7. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: диаметр обсадной колонны, под которую будет вестись бурение, составляет 245 м; бурение роторное; диаметр долота - 2 95,3 мм; нагрузка на долото - Рд - - 0,3 МН.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 8.23 находим, что для бурения под обсадную колонну диаметром 245 мм долотом диаметром 295,3 мм КНБК должна состоять из четырех секций УБТ ( в мм): 254 ( жесткая наддолотная часть), 229 ( сжатая часть), 203 и 178 ( растянутые части).

2. Оптимальная длина жесткой наддолотной части I1 - 15,9 мм.

3. Длина компоновки по формуле (8.40) и с учетом изложенных выше требований

0,30 -1 5,9 0,00336 0,25 0,3 0,25 0,3

L - 15,9 +-+-+-- 15,9 + 90,5 + 34,9 + 48,1 - 189,4

0,00273 0,0021 5 0,001 56

4. По табл. 8.24 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Ркр -118,2 кН - - 0,118 МН.

Следовательно Рд > Ркр (0,30 > 0,118), поэтому в интервалах, склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Рд - Ркр.

Пример 8.8. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: бурение турбинное; диаметр долота - 151 мм; нагрузка на долото - 160 кН (0, 16 МН).

Р е ш е н и е. 1. По табл. 8.23 находим, что для бурения долотом 151 мм необходимо взять две секции УБТ диаметром 121 мм и 108 мм.

2. Длину жесткой наддолотной части выбираем по данным на стр. 261. Она равна 9, 1 м. В качестве жесткой наддолотной части

используем ту

турбобур ТС4А-127, так как его длина больше 9,1 м (1т = 12,7 м; G = 0,0109 МН).

3. Определим длину сжатой секции по формуле (8.36):

1,25(0,160 - 0,0109) 0,19285

/2 =-=-= 25,9 м.

0,00744 0,00744

4. Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм:

1,25 0,163 0,04075 /3 =-=-= 6,5 м.

0,00630 0,00630

5. Длина отвесной компоновки Ьобщ = 12, 7 + 25, 9 + 6, 5 = 45, 1 м. 8.5.3. РАСЧЕТ ЖЕСТКИХ КОМПОНОВОК

Наиболее эффективный метод предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола - применение жестких компоновок нижней части бурильной колонны, которые должны применяться в устойчивых породах, когда диаметр скважины близок к диаметру долота.

Применение жестких компоновок с калибрующими элементами позволяет хорошо калибровать ствол скважины, устранять зависание инструмента и вести спуск обсадных колонн без осложнений.

В процессе разработки компоновок нижней части бурильной колонны исходят из следующих условий:

в компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, диаметр этих УБТ является максимальным из всех секций и находится по табл. 8.23, наличие этого участка обеспечивает предупреждение искривления скважины;

нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки, а для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы ( центраторы) различных конструкций;

растянутая часть УБТ, входящих в состав КНБК, служит для плавного перехода жесткости сечений этих УБТ к жесткости сечения бурильной колонны.

Оптимальная длина жесткой наддолотной части компонов- ки находится из решения дифференциального уравнения, позволяющего определить угол поворота нижнего конца компоновки под действием осевого