Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

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.

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 рациональным размещением опорно- центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установки 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. 9.18. Принцип отвесных компоновок основан 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 увеличивается с возрастанием зенитного угла скважины - эти компоновки применяют­ся при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допусти­мый зенитный угол. Схемы отвесных компоновок показаны на рис .9.18. При бурении скважин необходима своевременно осуществ­лять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.

 

 

Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)

Первоначально необходимо определить число ступеней КНБК в зависимости от диаметров долота и обсадной колонны, под которую будет вестись бурение (табл. 9.6).

Таблица 9.6

Показатели

Диамет

Р долота, мм

151-139,7 165,1-158,7 190,5 215,9 215,9 Диаметр УБТ, мм 121 108 133 121 159 146 178 159 178 159 Диаметр бурильных труб, мм 89 102 114 127 127 Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм 114 127 146 168 178

Продолжение таблицы 9.6

Показатели

Диаметр долота, мм

244,5 269,9 295,3 349,3 393,7 393,7           299 299   203     273 273 273 Диаметр УБТ, мм 178 229 254 229 254 229 254 229 254 229     203 203 203 203 203     178 178 178 178 178 Диаметр бурильных труб, мм 140 140 140 140 140 140 Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм 194 219 245 273 299 324

Длина УБТ (м) рассчитывается по следующим упрощенным формулам:

 

Если УБТ состоят из нескольких секций различных диаметров, то в КНБК выделяют следующие части: жесткая, наддолотная, сжатая, растянутая.

Длина жесткого надцолотного участка определяется из условия обеспечения минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки. Значения оптимальной длины t1 жесткой наддолотной части в зависимости от диаметра УБТ приведены ниже.

Диаметр УБТ, мм     114  121  133   159  178   203  229  254  273  299 Длина жесткого    8,7  9,1  9,7  11,0  12,0  13,3   14,6 15,9   16,6  18,2

надцолотного участка компонов­ки L1/м

 

После определения длины жесткой надцолотной части необходи­мо найти длину (м) сжатой части УБТ, входящих в компоновку

При бурении забойными двигателями в числителе формулы (9.45) вычитается G_T (вес турбобура)

После определения длины сжатой части УБТ необходимо найти осевую критическую нагрузку, МН:

Значения критической нагрузки на УБТ различных типов и диа­метров можно также найти по табл.9.7.

Если осевая нагрузка на долото будет больше, чем критическая (Р_лс >Р_кр), 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

 

для турбинного бурения

 

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

В итоге длина отвесной компоновки (м) будет составлять:

для роторного бурения

Пример 9.3. Рассчитать длину отвесной компоновки при следую­щих условиях: диаметр обсадной колонны, под которую будет вестись бурения, составляет 245 м; бурение роторное; диаметр долота - 295,3 мм; нагрузка на долото Pд= 0,3 МН.

Решение. 1. По таб. 9.6 находим, что для бурения под обсадную колонну диаметром245 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), бурильные грубы диаметром 140 мм.

- Оптимальная длина жесткой надцолотной части L1 - 15,9 мм.

- Длина компоновки по формуле (9.49) и с учетом изложенных выше требований.

 

[1] По табл.9.7 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Р_кр=118,2 кН = 0,118 МН.

 

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

Таблица 9.7

Основные параметры УБТ

Условное обозначе­ние трубы	Наруж­ный диаметр, мм	Резьба	Внут­ренний диа­метр, мм	Диаметр проточ­ки под элева­тор, мм	Теорети­ческая масса 1 м тру­бы, кг	Критическая нагруз­ка (без учета гидрав­лической нагрузки) PKp = 23ylEIq2 ,кН
УБТ - 95	95	3-76	32		49,0	11,6
УБТ - 108	108	3-88	38	-	63,0	16,3
УБТ - 146	146	3-121	75	-	97,0	32,0
УБТ - 159	159	3- 133	80	-	116,0	40,5
УБТ - 178	178	3-147	80	-	156,0	57,8
УБТ - 203	203	3-171	100	-	192,0	78,6
УБТС- 120	120	3-101	64	102	63,5	18,5
УБТС- 133	133	3-108	64	115	83,0	25,6
УБТС - 146	146	3- 121	68	136	103,0	33,5
УБТС - 178	178	3-147	80	168	156,0	57,8
УБТС - 203	203	3-161	80	190	214,6	85,6
УБТС-219	219	3-171	110	190	221,0	95,4
УБТС - 229	229	3- 171	90	195	273,4	118,2
УБТС - 245	245	3-201	135	220	258,0	121,5
УБТС - 254	254	3-201	1001	220	336,1	155,8
УБТС - 273	273	3-201	100	220	397,1	192,1
УБТС - 299	299	3-201	100	245	489,5	249,8

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. 9.6, наличие этого участка обеспечивает предупреждение ис­кривления скважины;

 

 

нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддо- лотной и сжатой частей компоновки, а для обеспечения прямолинейно­сти оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующий 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 компоновки на­ходится из решения дифференциального уравнения, позволяющего определить угол поворота нижнего конца компоновки под действием осевого усилия, центробежных сил и изгибающего момента, дейст­вующего на верхней конец компоновки в результате продольного из­гиба ее вышерасположенной части.

В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной части КНБК принимается минимум общего угла поворота нижнего конца компоновки:

Φобщ=φпер+φпр

где φ_пер - угол, образующийся за счет зазора между опорно- центрирующими элементами и стенкой скважины; φпр - угол, обуслов­ленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует находить по номограмме (рис. 9.19) в приведенной ниже последовательности.

1. Находят значение изгибающего момента в нижней части ком­поновки (в верхней части жесткой наддолотной части) в зависимости от диаметра УБТ по табл. 9.8.

Таблица 9.8

Коэф­фициент момента