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

3. При i = 1,15 для УБТ диаметром 229 мм и долота диаметром 269,9 мм по табл. 8.25 находим, что изгибающий момент на нижнем конце компоновки М1 = = 0, 1334 тсм.

4. Находим, что при М1 = 0, 1334 тсм и жесткости сечения УБТ-

7 3,14 4 4 11 2

EI = 2,1 10 -(22,9 - 9,0 ) = 2,76 10 Нсм2,

параметр m

:6,9 10-3.

Далее по номограмме (см. рис. 8.10) откладываем М1 = 0,1334 тсм при d = = 0,01 мм (точка 1), сносим точку 1 на нулевую шкалу М1 (точка 2), далее точку 2 соединяем с точкой 3 (Рд = 0,21 МН), получаем на шкале m точку 4, которую сносим по горизонтали до пересечения с m = 6,910-3 (точка 5); по точке 5 находим, что оптимальная длина жесткой наддолотной части I1 = 9,4 м.

5. Находим число промежуточных опор в сжатой части компоновки по формуле (8.43):

0,21 - 9,4 0,00273

t =-- 1 = 2,76.

0,00215 23

Принимаем t = 3.

Предварительно для расчета по этой формуле нашли значение I0 = 23 (по табл. 8.26).

6. Находим суммарную длину компоновки, беря в основу формулу

(8.40):

0,21 - 9,4 0,00273 0,25 0,21 L = 9,4 +-+-= 9,4 + 85,6 + 33,7 = 128,7 м.

0,00215 0,00156

Следовательно, суммарная длина компоновки низа бурильной колонны для заданных условий будет равна 128,7 м.

Далее необходимо выбрать опорно-центрирующие элементы в соответствии с подразд. 8.5. 1 и привести схему КНБК с указанием ее основных размеров.

8.5.4. УПРОЩЕННЫЙ ВАРИАНТ РАСЧЕТА ЖЕСТКОЙ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ

УБТ для турбинного бурения выбираются исходя из рекомендаций, изложенных в разд. 8.5. Число секций УБТ для плавного перехода к бурильным трубам необходимо выбирать по табл. 8.23.

Если нагрузка на долото больше критической (Рд > Ркр), то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения ( квадратные, спиральные и т. п.).

Основные параметры УБТ и расстояния между промежуточными опорами приведены в табл. 8.27.

Значения критической нагрузки Ркр для УБТ принимаются в соответствии с данными, приведенными в табл. 8.24.

Расстояние между промежуточн1ми опорами для турбинного бурения принимается при частоте вращения 50

Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом слу-

выполняет маховик или в случае его отсутствия корпус турбобура.

Промежуточные опоры должны устанавливаться в первой, непосредственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае определяется из выражения:

t- /убт7« (8-44)

где 1убт1 - длина УБТ первой секции; а - расстояние между промежуточными опорами.

Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии

Т а б л и ц а 8.27

Примечания. 1. В компоновке УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10 %.

Т а б л и ц а 8.28

Примечание. сортаментов.

Цифры

скобках

размеры бурильных труб старых

с данными, приведенными в табл. 8.28.

Пример 8.10. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0,02510-3 МН, длина 14 м, диаметр долота Пд = 215,9 мм, осевая нагрузка Рд = 79 кН =

= 0,079 МН.

Р е ш е н и е. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В соответствии с табл. 8.23 для бурения 215,9-мм долотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром 178 и 159 мм.

В соответствии с табл. 8.27 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм составляет 1559 Н = = 1,55910-3 МН, а 1164 Н = 1,16410-3 МН. Принимаем тип УБТС-2.

2. Диаметр бурильных труб по той же табл. 8.23 составляет 1 27 мм.

3. Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм ( первая секция) непосредственно выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ:

1,0(Рд - G) 1,0(0,079 - 0,025 10-3)

/убт1

50,6 м.

убт1

1,559 10"

4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм: