Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Бурение - процесс образования горной выработки, преимущественно круглого сечения, путем разрушения горных пород главным образом буровым инструментом (реже термическим, гидроэрозионным, взрывным и другими способами) с удалением продуктов разрушения.
Бурение нефтяных и газовых скважин является сложным, а в ряде случаев опасным процессом. Вот уже полтора столетия человечество занимается бурением скважин на нефть и газ. Была достигнута максимальная глубина скважины - более 12000 метров.
Развитию нефтяной и газовой промышленности в нашей стране уделяется очень большое внимание. Причем около 40-45% всех капитальных вложений в эту отрасль идет на бурение.
Данный дипломный проект разработан на тему: «Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО». В нем представлены вопросы по инженерно - геологическому строению скважины, физико-механическим свойствам горных пород, возможным осложнениям, изложена конструкция скважины, технология выбора долот для бурения скважин и проектирования параметров режима бурения, проектировочный расчет бурильной колонны, гидравлическая программа промывки скважины, выбор комплектной буровой установки, разработан вопрос энергосбережения при промывке и СПО, рассмотрены раздел по безопасности и экологичности проекта и организационно - экономический раздел.
1 .1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Согласно данным технического проекта на строительство поисковой скважины №60 Коринской площади, литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза работ представлена в таблице 1.
Таблица 1 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Элементы залегания пластов по подошве
известняки светло-серые мелкозернистые
известняки светло-серые мелкозернистые
известняки светло-серые мелкозернистые
известняки светло-серые мелкозернистые
известняки светло-серые мелкозернистые
аргиллиты темно-серые алевритистые; песчаники серые мелкозернистые кварцевые
аргиллиты темно-серые алевритистые; песчаники серые мелкозернистые кварцевые
аргиллиты темно-серые алевритистые; песчаники серые мелкозернистые
аргиллиты темно-серые однородные; песчаники серые кварцевые глинисто-известковые
аргиллиты темно-серые однородные; песчаники серые кварцевые глинисто-известковые
аргиллиты темно-серые битуминозные; песчаники серые кварцевые некарбонатные; известняки темно-серые, серые, оолитовые
известняки темно-серые алевритистые сульфидные трещиноватые
известняки серые слабодоломитизированные
ангидриты темно-серые, серые; известняки серые, темно-серые доломитизированные
известняки темно-серые комковатые пелитоморфные; ангидриты серые трещиноватые
ангидриты серые трещиноватые; известняки темно-серые мелкозернистые
1. 2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу
Физико-механические свойства горных пород по разрезу представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу
При бурении Коринской площади ожидаются осложнения, представленные в таблицах 3 - 6.
Таблица 3 - Поглощение бурового раствора
Максимальная интенсивность поглощения, м 3 /ч
Глубина статического уровня при максимальном его снижении, м
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)
Градиент давления поглощения, кгс/см 2 /10 м
Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и т.п.)
Таблица 4 - Осыпи и обвалы стенок скважины
Минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, кгс/см 2 /10 м
Интервал проработки для восстановления скважины
Снижение гидростатического давления в скважине, несоблюдение параметров бурового раствора.
Таблица 5 - Нефтегазоводопроявления
Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)
Объем притока пластового флюида при проявлении, м 3 /мин
Плотность пластового флюида при проявлении, кг/м 3
Условия возникновения пластового проявления
При снижении противодавления на пласт до или ниже пластового давления.
Таблица 6 - Прочие возможные осложнения
Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
углы падения пород >10 0 , тектонические нарушения
Конструкция скважины №60 Коринской площади показана в таблице 7.
Спускается с целью предупреждения от размыва устья скважины восходящим потоком бурового раствора. Забутовывается до устья.
Спускается с целью перекрытия неустойчивых отложений верхнего и нижнего мела, а также зон поглощений. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.
Спускается с целью перекрытия отложений верхнего мела склонных к осыпям, обвалам нефтепроявляющего барремского яруса, которые несовместимы по условиям бурения с нижележащими отложениями. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.
Спускается с целью разобщения нефтеносных объектов и их раздельного испытания. Цементируется до устья.
2 . Технико-технологический раздел
2. 1 Выбор долот для бурения скважины
Выбор долота для бурения состоит в выборе диаметра, типа и серии породоразрушающего инструмента. Диаметр долота должен обеспечить свободное прохождение по стволу скважины обсадной колонны, т.е. наличие необходимого зазора между муфтами обсадных труб и стенками скважины. Таким образом, диаметр долота для бурения под обсадную колонну D, мм, можно определить по формуле
где d м - наружный диаметр муфты обсадной колонны, мм;
Д - разность между диаметрами скважины и муфты обсадной колонны, мм.
С обсадной колонны диаметром 140 мм применяются муфты с наружным диаметром 159 мм. Правила безопасности устанавливают, что минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб скважины будет равна 20 мм. Тогда по формуле (1) рассчитываем
Из стандартного ряда диаметров, учитывая геологические условия бурения и физико-механические свойства горных пород по разрезу, выбираем долото диаметром 215,9 мм.
Для выбора типа и серии породоразрушающего инструмента необходимо определить средние категорию твердости по разрезу скважины.
где - категория твердости пород ? - й разновидности;
m i - мощность ? - го прослоя породы, м;
Итак, вычислим среднюю категорию твердости пород по разрезу для интервала от 1150 до 2500 метров.
В соответствии с полученным значением, по номограмме для выбора типов долот выбираем тип породоразрушающего инструмента. Таким образом, для бурения под эксплуатационную колонну интервала от 1150 до 2500 м используем долото III 215,9 СЗ-ГАУ.
2 .2 Проектирование параметров режима бурения
Выбор осевой нагрузки на долото произведем двумя способами [4]: по удельной нагрузке на долото и по твердости разбуриваемых пород. В первом случае нагрузка на долото G, кН, рассчитывается по формуле
где G уд - удельная нагрузка на долото, кН/мм;
При разбуривании пород средней твердости с прослойками твердых удельная нагрузка на долото составляет 0,7 кН/мм.
Таким образом, по формуле (3) рассчитываем:
Для определения осевой нагрузки на долото по твердости разбуриваемых пород используется формула
где k заб - коэффициент, учитывающий влияние факторов, действующих в реальных условиях бурения и составляющий в данном случае 0,4 [4];
S к - площадь контакта зубьев долота с забоем, м 2 .
Площадь контакта зубьев долота с забоем приближенно можно вычислить из выражения
где k п - коэффициент перекрытия забоя зубьями долота, для данного интервала коэффициент равен 0,7;
1,3 - опытный коэффициент, учитывающий фактическую среднюю площадь контакта при нулевом погружении зубьев.
Притупление зубьев принимаем равным 1,0·10 -3 м. Тогда по формулам (4) и (5) рассчитываем
S к1 = 1,3·215,9·10 -3 ·0,7·1,0·10 -3 = 196,5·10 -6 м 2 ,
G = 0,4·2000·10 6 ·196,5·10 -6 = 157,2 кН.
Таким образом, в соответствии с максимальной допустимой нагрузкой для выбранного долота, окончательно принимаем осевую нагрузку на долото 150 кН.
Во избежание появления вибраций в колонне бурильных труб частоту вращения следует выбирать в промежутке между частотами вращения и продольных колебаний утяжеленных бурильных труб. Собственная частота продольных колебаний УБТ ѓ 1 , с -1 , в соответствие с [4], определяется по формуле
Собственную частоту вращения УБТ ѓ 2 , с -1 , можно рассчитать по формуле
Длину УБТ принимаем равной 160 метров. Тогда по формулам (6) и (7) получаем
Критическая частота вращения трехшарошечного долота n кр , мин -1 , может быть рассчитана из выражения
Подставляя в формулу (8) полученные частоты вращения и колебаний УБТ получим интервалы частот, в которых и следует выбирать искомую частоту вращения долота.
Окончательно принимаем частоту вращения долота 102 мин -1 .
2. 3 Выбор типа бурового раствора и его параметров
Промывка скважин и применяемые при этом агенты во многом определяют эффективность процесса строения скважины. Качество промывочной жидкости - один из определяющих факторов скорости строительства. Кроме того, все виды осложнений процесса бурения предупреждаются правильным подбором свойств циркулирующих агентов. Расходы на приготовление, химическую обработку и очистку промывочных жидкостей при бурении глубоких скважин в осложнённых условиях достигают 30% стоимости строительства скважины. В этой связи большое значение имеет правильный выбор типа бурового раствора, подбор реагентов для регулирования его свойств, способа приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы.
В зависимости от класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной скважин, а также от сложности технологического процесса бурения буровые установки комплектуются циркуляционными системами (ЦС), включающими набор блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовления, очистки и циркуляции бурового раствора.
Расположение блоков циркуляционной системы определяется размещением основного бурового оборудования.
Каждый буровой раствор имеет свои границы применения, которые зависят главным образом от геологических условий бурения: пластового давления вскрытых скважиной горизонтов, устойчивости пород, слагающих эти горизонты, минерального состава разбуриваемых пород.
Гуматные растворы - это глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом. Эти растворы используют в основном для разбуривания устойчивых пород и интервалов, сложенных малоглинистыми породами, а также для бурения под кондуктор. Гуматные растворы могут применяться до температуры 180 - 200 0 С.
Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (при бурении данной скважины - КССБ-2М) в сочетании с полимерами или другими понизителями фильтрации (ПУЩР). Эти растворы используются для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород, а также гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Растворы на основе лигносульфонатов устойчивы к кальциевой смеси. Термостойкость таких растворов - 160 - 220 0 С.
Так, для бурения в интервале 10 - 250 метров выбираем гуматный буровой раствор; 250 - 1150 метро - гуматно - лигносульфонатный буровой раствор; 1150-2500 метров также применяется гуматно - лигносульфонатный буровой раствор.
Согласно [3], необходимо иметь запас бурового раствора равный трем объёмам скважины. Тогда требуемое количество бурового раствора V Р , м 3 , определяется по формуле:
Объем скважины может быть рассчитан по формуле
L ОК - глубина спуска промежуточной обсадной колонны, м;
D ОК - внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, м.
Диаметр скважины можно определить по формуле:
Принимая коэффициент кавернозности равным 1,1, внутренний диаметр направления равным 0,504 м, внутренний диаметр кондуктора равным 0,3 м, а внутренний диаметр промежуточной колонны равным 0,225 м по формулам (9) - (11) определяем:
Определение требуемых параметров бурового раствора
В зависимости от характера проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут быть различными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения проявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. Гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине - единственный фактор, благодаря которому пластовый флюид не прорывается на поверхность во время наращивания бурильной колонны, спускоподъемных операций, в период отсутствия циркуляции.
Согласно [3], проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин. Это условие можно записать в виде:
где k - коэффициент превышения забойного давления над пластовым;
g - ускорение свободного падения, м/с 2 ;
ДР - допустимая величина репрессии на пласт, Па.
Тогда для интервала 10 - 250 м по формуле (12) рассчитываем:
Окончательно для интервала 10 - 250 м принимаем плотность бурового раствора с = 1180 кг/м 3 .
Окончательно для интервала 250 - 1150 м принимаем плотность бурового раствора с = 1400 кг/м 3 .
Окончательно для интервала 1150-2500 м принимаем плотность бурового раствора с = 1290 кг/м 3 .
Статическим напряжением сдвига характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его способность удерживать шлам во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции.
Статическое напряжение сдвига И, Па, определяется по формуле:
где D Ч - эффективный диаметр наиболее крупных частиц, м;
с П - плотность выбуренной породы, кг/м 3 ;
с - плотность бурового раствора, кг/м 3 ;
m - коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц.
Эффективный диаметр частиц выбуренной породы приближенно можно оценить по эмпирической формуле:
Принимая коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц равным 2 [10], а плотность выбуренной породы по интервалам бурения равной 2500 кг/м 3 , 2600 кг/м 3 и 2850 кг/м 3 [1] соответственно, по формулам (13) - (15) определяем:
Под показателем фильтрации понимается способность бурового раствора отфильтровывать жидкую фазу в пористую среду. В процессе бурения при обнажении горных пород в их поры проникает буровой раствор. Отлагаясь на стенках скважины, твердые частицы раствора заполняют трещины в горной породе, закупоривают их и образуют пленку, пронизанную тончайшими капиллярами, через которые в дальнейшем фильтруется только вода. Глинистые частицы через эти капилляры не проходят, а отлагаются на стенках скважины, образуя фильтрационную корку. Большая фильтрация воды в продуктивные горизонты может резко снизить возможные дебиты нефти и газа.
Для улучшения условий разрушения горных пород долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо в непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых песчаников и глин, слагающих разрез данной скважины, а также при разбуривании продуктивного горизонта значение показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения проницаемых и склонных к обвалам отложений установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определенное по прибору ВМ-6, должно находиться в пределах 3 - 6 см 3 за 30 минут.
Под вязкостью понимается свойство жидкости оказывать сопротивление внешним силам при перемещении одной части жидкости относительно другой. Сопротивления, возникающие при движении промывочной жидкости по трубам, зависят в основном от вязкости бурового раствора.
Требование к величине вязкости однозначно - она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости отмечается положительный всеобщий эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию раствора, улучшается очистка забоя за счёт ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.
Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемый на приборе ПВ-5, не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1400 кг/м 3 .
Структурную или пластическую вязкость з, Па·с, на стадии проектирования параметров бурового раствора ориентировочно определяют по уравнению:
По формуле (8) определяем пластическую вязкость:
Очистка скважины от шлама определяется главным образом динамическим напряжением сдвига бурового раствора.
Динамическое напряжение сдвига ф 0 , Па, может быть определено из выражения:
Выбор химических реагентов для обработки бурового раствора
Для приготовления и химической обработки гуматного бурового раствора необходимы следующие реагенты:
Для приготовления и химической обработки гуматно-лигносульфонатного бурового раствора нужны следующие реагенты:
- смазывающая добавка ФК - 1 (фосфоцидный концентрат).
Для получения необходимой плотности раствора и утяжеления его для бурения под эксплуатационную колонну используем баритовый утяжелитель.
Рецептура обработки бурового раствора представлена в таблице 8.
Таблица 8 - Рецептура обработки бурового раствора
Наименование химреагентов и материалов
Цель применения химреагентов и материалов
Глинопорошок бентонитовый сорт высший ТУ 39-048-74
Каустическая сода сорт высший ГОСТ 2263-79
Сода кальцинированная техническая ГОСТ 5100-85
Барит порошкообразный плотностью 4,2 г/см 3 ОСТ 39-128-82
Смазывающая добавка, сохранение коллекторских свойств пласта
2. 4 Проектировочный расчет бурильной колонны
Расчет производим в соответствии со схемой алгоритма проектировочного расчета колонны бурильных труб [6].
- Вид технологической операции - бурение.
- Интервал бурения - 1150-2500 метров.
- К началу проведения операции спущена промежуточная колонна диаметром 245 мм на глубину 1150 метров.
- Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм.
- Осевая нагрузка на долото - 15300 кгс (150 кН).
- Плотность бурового раствора - 1,29 г./см 3 .
- Используемый клиновой захват - ПКР-700.
Целью расчета является определение параметров компоновки УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения скважин.
Выбор диаметра основной ступени УБТ произведем с помощью таблицы 3 [6]. При диаметре долота, равном 215,9 мм, диаметр основной ступени D 01 будет равен 178 мм (УБТС. 2-178). Внутренний диаметр этих труб составляет 80 мм, вес одного метра равен 156 кгс. По пункту 6.6 [6] эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, то есть жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.
где D 01 - Наружный диаметр основной ступени УБТ, мм;
D ОК - наружный диаметр обсадной колонны, мм;
д ОК - толщина стенки обсадной колонны, мм;
d 01 - внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм.
Выбранные трубы имеют необходимую жесткость.
Диаметр нижней секции бурильной колонны необходимо принять 127 мм. Для обеспечения плавного перехода от УБТ к бурильным трубам должно выполняться условие
где D 0 n - наружный диаметр n-ой ступени УБТ, мм;
D 1 - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции, мм.
При применении УБТ диаметром 178 мм по формуле (18) получаем
Условие (18) не выполняется, поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой, состоящей из труб нескольких диаметров, уменьшающихся по направлению к бурильным трубам. Диаметр последующих ступеней УБТ можно определить из неравенства
где i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу вверх).
Для второй ступени по формуле (19) получаем
Данному условию соответствует УБТ с наружным диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес 1 м 98 кгс или 960,4 Н), причем она обеспечит плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб (условие (18) выполняется). Длину второй ступени (переходной) по пункту 6.6 [6] выбираем равной 12 м. Длину первой (основной) ступени УБТ l 01 , м, можно рассчитать по формуле
где q 0 i (i = 1, n) - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н;
б - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК, рад;
K Д - коэффициент нагрузки на долото;
Q Д - необходимая нагрузка на долото, Н;
г Ж - плотность промывочной жидкости, г/см 3 ;
г 0 - плотность материала УБТ, г/см 3 ;
Q У - суммарный вес всех элементов КБНК, Н;
l 0 i (i = 2, n) - длина i-ой переходной ступени УБТ, м.
При роторном способе бурения коэффициент нагрузки на долото равен 1,333; вес забойного двигателя равен нулю. Так как скважина вертикальная, то угол наклона профиля скважины равен нулю. Расчет длины основной ступени УБТ проводим при осевой нагрузке на долото 15 кН (15300 кгс), плотности промывочной жидкости материала УБТ, равных соответственно 1,29 и 7,85 г./см 3 . По формуле (20) рассчитываем
Окончательно принимаем длину основной ступени УБТ равной 148 м. Тогда общий вес УБТ равен 238 кН (24264 кгс), а общая длина 160 м.
Необходимое число промежуточных опор m для основной ступени рассчитываем по формуле
где а - расстояние между промежуточными опорами, м.
По таблице 5 [6] определяем, что при частоте вращения колонны 102 мин -1 расстояние между промежуточными опорами в колонне УБТ диаметром 178 мм должно быть равно 22,95 м. Тогда по формуле (21) рассчитываем
Моменты затяжки принятых УБТ при пределе текучести УБТС.2 - 178 равном 65 кгс/мм 2 (640 МПа), УБТ - 146 равном 45 кгс/мм 2 (440 МПа) и коэффициенте трения равном 0,13 (графитовая смазка) приведены в табл. 9.
При бурении в 245 мм промежуточной колонне для компоновки бурильной колонны могут быть использованы бурильные трубы с наружным диаметром 127 мм (в соответствии с таблицей 1 [6]). Будем использовать трубы типа ПК (ГОСТ Р 50278 - 92) с толщинами стенок 9 и 13 мм, групп прочности Д, Е, Л, М. Формируем последовательность труб (табл. 10).
Начинаем перебор и проверку последовательности бурильных труб на соответствие:
- наружного диаметра замкового соединения внутренним диаметрам соответствующих ступеней скважины;
- комплекса параметров трубы (группа прочности, толщина стенки, предел выносливости) для нижней (над УБТ) секции бурильных труб;
- расчетных значений запасов прочности по усталости нормативным значениям;
- допускаемого избыточного внутреннего давления на тело трубы ожидаемому фактическому значению давления.
Перебор продолжаем до нахождения первой бурильной трубы, соответствующей всем перечисленным требованиям.
Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию длиной не менее 250 - 300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам). Для роторного способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ВК, НК, ПВ, ПН, ПК, импортные бурильные трубы).
Из представленной последовательности для компоновки первой над УБТ секции бурильных труб подходит труба №5, которая удовлетворяет также требованиям, предъявляемым к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения. Проверяем бурильную трубу №5 на соответствие расчетных запасов прочности по усталости нормативным значениям. Запас прочности по усталости n рассчитывается по формуле
где - запас прочности по нормальным напряжениям, вычисляемый в предположении, что касательные напряжения отсутствуют;
- запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемый в предположении, что нормальные напряжения равны нулю.
Запас прочности по нормальным напряжениям, вычисляемый в предположении, что касательные напряжения отсутствуют, можно рассчитать по формуле
где - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба с вращением по данным испытаний, кгс/мм 2 (МПа);
- амплитуда переменных напряжений изгиба, кгс/мм 2 (МПа);
- предел прочности, кгс/мм 2 (МПа);
- постоянное напряжение от растяжения, кгс/мм 2 (МПа).
Амплитуду переменных напряжений изгиба и постоянное напряжение от растяжения можно найти из выражений
где у И max - наибольшее напряжение изгиба, кгс/мм 2 (МПа);
Q Р - растягивающая нагрузка, кгс (Н);
F - площадь поперечного сечения тела трубы, мм 2 .
Наибольшее напряжение изгиба рассчитываем по формуле
где М И max - наибольший изгибающий момент, кгс·м (Н·м);
W И - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения, см 3 .
Е - модуль упругости материала трубы, кгс/мм 2 (МПа);
I - осевой момент инерции сечения трубы, см 4 ;
L - длина полуволны изогнутой колонны, м.
Длину полуволны изогнутой колонны определяем из выражения
где L 0 - длина полуволны в нейтральном сечении, м.
где n - частота вращения долота, мин -1 ;
q - приведенный вес одного метра бурильной трубы, кгс (Н).
Стрелу прогиба рассчитываем по формуле
D З - наружный диаметр бурильного замка, мм.
При прохождении колонной бурильных труб обсадной колонны диаметром скважины является внутренний диаметр обсадных труб. Диаметр скважины в открытом стволе можно найти по формуле
где K K - коэффициент кавернозности.
Растягивающую нагрузку на бурильную колонну вычисляем по формуле
где К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции;
Q Б i - вес i-ой секции компоновки бурильных труб, кгс (Н);
Q КН - вес компоновки низа бурильной колонны, кгс (Н);
Др - перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм 2 (МПа);
F К - площадь поперечного сечения канала трубы, мм 2 .
где Q 0 - вес компоновки УБТ, кгс (Н);
q i - приведенный вес 1 м i-ой секции, кгс (Н);
Запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемый в предположении, что нормальные напряжения равны нулю, определяют по формуле
где у Т - предел текучести материала трубы, кгс/мм 2 (МПа);
W К - полярный момент сопротивления рассматриваемого сечения, см 3 ;
М К - крутящий момент, кгс·м (Н·м).
Крутящий момент рассчитывают по формуле
где К ф - коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы;
у Р - напряжение растяжения в теле трубы, кгс/мм 2 (МПа).
При рассмотрении нейтрального сечения колонны (над УБТ) касательные напряжения малы, поэтому расчет на сопротивление усталости можно производить только по нормальным напряжениям (n = n у ; L = L 0 ; ). Принимая коэффициент кавернозности равным 1,1; наружный диаметр бурильного замка равным 162 мм; приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 40,6 кгс (398 Н); осевой момент инерции сечения трубы равным 753,9 см 4 ; модуль упругости материала трубы равным 2,1·10 4 кгс/мм 2 (20,6·10 4 МПа); осевой момент сопротивления сечения равным 118,7 см 3 ; предел выносливости бурильных труб равным 13,5 кгс/мм 2 (132 МПа) и предел прочности при растяжении равным 65 кгс/мм 2 (637 МПа) по формулам (32) - (26) рассчитываем
Предельное (соответствующее пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление р Т , кгс/мм 2 (МПа), рассчитываем по формуле
D T - номинальный диаметр трубы, мм.
Принимая предел текучести материала трубы равным 38 кгс/мм 2 (373 МПа) по формуле (39) рассчитываем
Допускаемое внутреннее давление р В , МПа, на тело трубы составляет
где n - нормативный запас прочности при воздействии на трубу избыточного внутреннего давления.
Нормативный запас прочности при воздействии избыточного внутреннего давления составляет 1,15. Подставляя вместо допускаемого внутреннего давления давление бурового раствора, равное 2,5 кгс/мм 2 (24,5 МПа), по формуле (40) рассчитываем
Таким образом, бурильная труба №5 удовлетворяет всем требованиям. В связи с тем, что длина нижней секции бурильных труб задана и равна 250 м, проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении. Для этого определим эквивалентное напряжение у Э , кгс/мм 2 (МПа), и сравним его с допускаемым напряжением [у], кгс/мм 2 (МПа).
где n - нормативный коэффициент запаса прочности.
Принимая перепад давления на долоте равным 1 кгс/мм 2 (9,8 МПа); коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции равным 1,15; площадь поперечного сечения канала равной 8107 мм 2 ; площадь поперечного сечения трубы равной 4560 мм 2 по формулам (35) - (33) и (43) - (41) рассчитываем
[у] = 38/1,5 = 25,3 кгс/мм 2 = 247,9 МПа,
у Э = 1,04·9 = 9,36 кгс/мм 2 = 91,7 МПа,
условие выполняется, значит, данная труба подходит для компоновки нижней секции бурильных труб.
Для компоновки второй секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба удовлетворяет условиям по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения. Проверим ее на соответствие избыточному внутреннему давлению по формулам (38) и (39)
Данная труба имеет наименьшее допускаемое избыточное внутреннее давление из всех труб, представленных для проектирования. В связи с тем, что это давление выше действующего и все остальные трубы соответствуют по диаметру тела и замкового соединения, то в дальнейших расчетах необходимо проверять трубы только на сопротивление усталости. Для этого, принимая приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 31,22 кгс (306 Н); наружный диаметр бурильного замка равным 162 мм; осевой момент инерции сечения трубы равным 594,2 см 4 ; осевой момент сопротивления сечения равным 93,57 см 3 ; модуль упругости материала трубы равным 2,1·10 4 кгс/мм 2 (20,6·10 4 МПа); предел выносливости бурильных труб равным 13,5 кгс/мм 2 (132 МПа) и предел прочности при растяжении равным 65 кгс/мм 2 (637 МПа) площадь поперечного сечения канала равной 9263 мм 2 и площадь поперечного сечения трубы равной 3405 мм 2 по формулам (32) - (29) вычисляем
Для процесса бурения в том случае, когда вся нагрузка на долото создается за счет веса компоновки низа бурильной колонны, растягивающую нагрузку на бурильную колонну
Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Переговоры Как Форма Деловой Коммуникации Реферат
Курсовая работа по теме Отличительные особенности технологии производства коньяка и бренди
Реферат по теме Шоколадное молоко
Слова Связки Для Итогового Сочинения
Дипломная работа по теме Система бронирования гостевого дома и модулей управления гостиницей
Сочинение Эссе На Тему Осень
Реферат Особенности Питания
Диссертация Запись О Поиске Ветра
Сочинение Про Памятник Карамзина
Реферат: Позитивизм и материализм. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат По Информатике На Тему Информация
Коммуникация Дипломная Работа
Гдз Чтение 3 Класс Контрольные Работы
Реферат: Berlin Wall Essay Research Paper The Berlin
Реферат по теме Балтика(формирование климата, балтийский щит, горные породы)
Курсовая работа по теме Создание виоролика во FLASH
Сочинение Или Маленькое Стихотворение На Тему Осень
Реферат: Роль православия в развитии древнерусского государств
Двигательная Активность Ребенка В Детском Саду Эссе
Методы Контроля Качества Воды Гальваническом Производстве Курсовая
Учет финансовых результатов и использование прибыли - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Прямой и косвенный способы составления отчета о движении денежных средств в российской и международной практике - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Країни Європи - География и экономическая география презентация