книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Для поддержания заданной нагрузки на долото по показа­ ниям прибора необходимо произвести перерасчет заданной на­ грузки на число делений нагрузки.

Я р им ер. Нагрузка на долото РА = 35000 кН (условия пре­ дыдущих примеров).

При средней цене деления Р = 1200 кН число делений раз­ грузки, соответствующее нагрузке РА = 35000 кН

S0 = РД/(АР • п) = 35000/(1200 • 8) = 3,64 деления, или с округлением 3,5 деления.

Таким образом, бурильщик должен разгрузить инструмент до 44 — 3,5 =40,5 деления.

По верньерному указателю

Верньерный указатель служит для более точно­ го определения и поддержания нагрузки на долото. При этих определениях следует учитывать, что цена одного деления вер­ ньера в 2 раза меньше цены деления основного указателя.

Я р и м е р. При установке инструмента на забой стрел­ ка верньера отклонилась от положения, которое она занимала при подвешенном инструменте, на пять делений. Следователь­ но, нагрузка на долото при условиях предыдущих примеров составит:

Для определения числа делений по верньеру по заданной нагрузке на долото расчет производится аналогично расчету по основному указателю.

П р и м е р . Нагрузка на долото Рд = 30000 кН (условия пре­ дыдущих примеров).

Число делений нагрузки, соответствующее этой нагрузке, составит:

30000

= 6,25 делений.

12-°°.8

2

Таким образом, бурильщик должен разгрузить инструмент до отклонения верньерной стрелки от положения при подве­ шенном инструменте на 6,25 деления.

221

3.12. ПРОЕКТИРОВАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

(Planning of drilling string)

При бурении вертикальных скважин и прямо­ линейных участков наклонно направленных скважин буриль­ ная колонна обычно включает в себя утяжеленные толстостен­ ные бурильные трубы (УБТ) и бурильные трубы (БТ).

3.12.1 РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ УБТ

(Drill-collar string calculation)

В общем случае УБТ являются частью компо­ новки низа бурильной колонны (КНБК), в которую, кроме них, долота и забойного двигателя, входят центрирующие элемен­ ты (калибраторы, центраторы и т.п.), необходимые для провод­ ки скважины согласно заданному профилю. Проектирование КНБК, учитывающее траекторию скважины, в данном разде­ ле не рассматривается.

Расчет КНБК заключается в определении диаметров и дли­ ны ступеней УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на до­ лото при наибольшей устойчивости и прочности компоновки. Последняя может состоять из одной или нескольких ступеней УБТ с диаметрами, уменьшающимися по направлению от до­ лота к бурильным трубам. Рекомендуемые диаметры буриль­ ных труб dH в зависимости от диаметра долот, которыми ве­ дется бурение, приведены в таблице 3.7.

Т а б л и ц а 3.7

Рекомендуемые сочетания наружных диаметров элементов бурильных колонн в зависимости от диаметров долот

222

Продолжение табл. 3.7

Диаметр основной (нижней) ступени УБТ выбирают исхо­ дя из диаметра долота (жесткости обсадной колонны, под кото­ рую ведется бурение) и условий бурения (осложненных и не­ осложненных) в пределах:

где г/увпп — диаметр первой ступени УБТ, dg — диаметр долота.

При бурении скважин долотами с диаметрами dg< 295,3 мм в неосложненных условиях значение соотношения (3.52) выби­ рают ближе к верхнему пределу (0,85), а при бурении больши­ ми диаметрами или в осложненных условиях его применяют вблизи нижнего предела (0,65).

Рекомендуется, чтобы при бурении забойными двигателями их диаметр был равен или несколько больше диаметра нижней ступени УБТ. В табл. 3.7 даны подобранные по формуле (3.52) диаметры забойных двигателей и первых ступеней УБТ.

В зависимости от применяемого способа и условий бурения по табл. 3.8 выбирают тип УБТ.

223

Продолжение т абл. 3.8

Желательно сбалансированные УБТС1 и УБТС2 использо­ вать при роторном способе бурения и бурения в осложнен­ ных условиях; горячекатаные УБТ — при бурении с забойны­ ми двигателями.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам число ступеней в компоновке КНБК должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и перехо­ дах между ступенями выполнялось условие:

где п = 1,2... — номер ступени УБТ, отсчитываемый снизу вверх. При переходе от последней ступени УБТ к бурильным трубам в соотношении (3.53) следует принимать </уег(„+ц= dH.

Нижняя (первая) секция УБТ многоразмерной компоновки КНБК, предназначенная для создания основной части нагруз­ ки на долото, должна иметь длину:

ческий коэффициент. В осложненных условиях бурения его уменьшают до А, > 0,4. Если УБТ одноразмерная, то А, = 1.

На практике число ступеней УБТ в КНБК обычно не пре­ вышает 3, Общую длину УБТ при одно-двух- и трехразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона скважины и плотности промывочной жидкости опре­ деляют по формуле:

где Pg — осевая нагрузка на долото, Н; G,d —масса забой­ ного двигателя, кг; р, р„ — плотность жидкости и материала УБТ, кг/м3; g — ускорение силы тяжести, м/с2; #yjfni), Чубтпу Чубто\ ~ масса 1 погонного метра первой, второй и третьей сту­ пени УБТ, кг/м; п — число ступеней УБТ; а — угол отклонения УБТ от вертикали, град, (в вертикальных скважинах а = 0). Для трехразмерной КНБК п = 3; для двухразмерной дУБЮ) = 0, л = 2; для одноразмерной дУБТа) = 4W(3>= 0. и А, = 1.

224

Для определения общей длины 1УБТ следует вначале задать­ ся коэффициентом ?Ц. Если КНБК двухразмерная, то длина

первой ступени /ИТ(1) вычисляется по формуле (3.54), второй

1уБТ(2) = 1уБТ ~ 1уБЦ\)-

Если КНБК трехразмерная, то длина второй и третьей сту­ пени находится по формуле:

Для обеспечения прочности резьбовых соединений УБТ между собой должны крепиться с крутящими моментами, при­ веденными в таблице 3.8.

Общий вес компоновки вместе с забойными двигателями в жидкости вычисляется по формуле:

3.12.2. РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ БУРЕНИИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН

(Drilling string calculation in vertical hole)

При всех способах бурения над КНБК рекомен­ дуется устанавливать наддолотный комплект (НК) — секцию длиной 250—300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного пе­ рехода по жесткости от КНБК к БТ), причем при роторном спо­ собе бурения трубы для НК лучше использовать с повышен­ ным пределом выносливости (ТБВК, ТБНК, ТБПВ).

Вес НК в жидкости определяется по формуле:

ГМ

Расчет колонны на статическую прочность

Проверяем верхнее сечение выбранного НК. Напряжения растяжения в верхнем сечении НК находим

по формуле:

где К = 1,1 — коэффициент, учитывающий влияние тре­

ния, сил инерции, сил сопротивления движению раствора; FK(HK> —площадь поперечного сечения канала труб наддолот­ ного комплекта, м2; FTp(HK) —площадь поперечного сечения тела труб НК, м2; ДР1Й= АРТБ — перепад давления в турбобуре, оп­ ределяемый по формуле (3.49), Па. При роторном способе бу­ рения АРуд — 0. АРд —потери давления в долоте, Па:

(3.61)

\д >80 м/с —скорость истечения жидкости из насадок гид­ ромониторных долот;

р — коэффициент истечения из промывочных отверстий долота.

При роторном способе бурения также учитывают действие касательных напряжений. Влиянием последних при бурении с забойными двигателями пренебрегают.

Мощность, расходуемая на разрушение породы долотом, оп­

W — полярный момент сопротивления поперечного сече­ ния тела трубы, м3.

226

Коэффициент запаса прочности при совместном действии постоянных нормальных и касательных напряжений:

Коэффициенты К3, рассчитанные по формуле (3.68), долж­ ны быть равны или больше допустимых коэффициентов запа­ са Кл, приведенных в таблице 3.10.

Т а б л и ц а 3.10

Допустимые коэффициенты запаса прочности для бурильных труб

Допустимые коэффициенты запаса

*В скобках приведены значения Кддля осложненных условий бурения.

В зависимости от применяемого способа и условий буре­ ния по справочным таблицам выбирают тип бурильных труб для комплектования остальной части бурильной колонны. При этом рекомендуется: при роторном бурении или в осложнен­ ных условиях не применять менее прочные трубы с высажен­ ными наружу (ТБН) и внутрь (ТБВ) концами; алюминиевые легкосплавные трубы (АБТ) использовать при бурении с забой­ ными двигателями. Следует также иметь в виду, что высадка внутрь концов труб приводит к уменьшению внутреннего диа­ метра замковых соединений и значительно увеличивает мест­

ные гидравлические потери давления при циркуляции промы­ вочной жидкости.

Выбрав определенную толщину стенок и группу прочно­ сти материала 1-й (нижней) секции бурильных труб, опреде­ ляют ее допустимую длину. Для 1-й секции обычно использу­ ют трубы с минимальной толщиной стенки, изготовленные из стали группы прочности «Д».

Для 2-й и последующих секций подбирают трубы с боль­ шей толщиной стенки и (или) изготовленные из более проч­ ной стали:

I Qdon(U~ K(QKHEK~ QHK) +(АЛп ~

(3.69)

*ет,А- 9 )

Рл1

где Qao„(l) — допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, Н; FKil)— площадь поперечного сечения канала труб 1-й секции, м2.

Величина Qdn„ — определяется по следующим формулам — при отсутствии касательных напряжений (бурение забойным двигателем):

— при наличии касательных напряжений (роторный спо­ соб бурения):

где Qm - предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, Н. Значения QPдля различных типов труб с раз­ личными толщинами стенок и из различных групп прочности материала находят в справочной литературе.

Определяют вес 1-й секции бурильных труб в жидкости:

где g —ускорение силы тяжести, м/с2: Ч\ — масса 1 м тру­ бы, кг/м.

Если 1.1й + 1КНШ+ 1НК + /, < I (при бурении забойным дви­

гателем) или 1КНБК + lm + lx < L (при роторном бурении), то определяют допустимую длину и вес второй, третьей и после­ дующих секций бурильных труб:

2-я секция:

228

Kgqi<\-— )

PM

(3.76)

PM

итак далее, где Qao„a), Qdon(1) находят согласно формуле (3.70) или (3.71).

Если же 1,д + 1/снбк + W + h + h + ■h > 7 (ПРИ бурении забойными двигателями) или 1КНБК+ 1НК+ /, + /^ + ... /„ > I (при роторном бурении), то уточняют длину последней секции:

— при бурении забойными двигателями:

Если применяется многоразмерная (многоступенчатая) бу­ рильная колонна, то длины секции также находят по форму­ лам (3.69), (3.73), (3.75), (3.77) или (3.78).

После определения допустимых длин подсчитывают вес каждой секции по формулам (3.72), (3.74), (3.76) и т.д. и общий вес выбранных бурильных труб:

при роторном способе бурения нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (Z = 0), также прове­ ряют на усталостную прочность (выносливость).

Амплитуда переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб:

к 2Е-1 ■f

(3.80)

2L}W

где Е — модуль упругости материала труб (для стали Е = 2,1 • 1011 Па, для алюминиевых сплавов Е — 0,71 • 10п Па); W — осевой момент сопротивления опасного сечения трубы, м3;

229

d-i — наружный диаметр замка, м.

Длина полуволны в плоскости раздела сжатой и растяну­

230