- •Практическая работа №1 Тема: «Физико-механические и коллекторские свойства горных пород»
- •Практическая работа №2 Тема: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
- •Практическая работа №3 Раздел: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» Тема «Технология промывки скважин»
- •Практическая работа №4 Раздел: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» Тема «Осложнения и аварии в бурении»
- •Практическая работа №5 Раздел: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» Тема «Режимы бурения скважин»
- •Практическая работа №7 Тема: «Технология добычи нефти и газа»
- •Практическая работа №8 Тема: «Технология добычи нефти и газа»
- •Практическая работа №9 Тема: «Технология добычи нефти и газа»
- •Практическая работа №11 Раздел: «Технология добычи нефти и газа» Тема «Подземный ремонт скважин»
- •Практическая работа №12 Раздел: «Технология добычи нефти и газа» Тема «Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле»
Практическая работа №2 Тема: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
Произвести расчет бурильной колонны на прочность. При расчете бурильных труб в процессе бурения ротором диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по таблице 1.
Таблица 1
Трубы |
Диаметр, мм |
||||||||||
Обсадные |
114 |
127 |
140 |
146 |
168 |
178 |
194 |
219 |
245 |
273 |
≥299 |
Бурильные |
- |
- |
- |
- |
- |
89 |
102 |
114 |
127 |
140 |
146 |
При роторном способе бурения рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а после этого – расчет на статическую прочность.
Расчет на выносливость
1) определяем переменные напряжения изгиба:
(1)
где Е - модуль упругости, Н/см² (Е=21·10⁶);
- осевой момент инерции сечения трубы, см⁴ (определяем по таблице 2);
- стрела изгиба, см ( =0,5(Дскв – Дз), где Дскв=1,1Ддол, Дз определяем по таблице 2);
- момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, см³;
- длина полуволны, м. Для сечения непосредственно над УБТ длина полуволны определяется по формуле:
(2)
где - угловая скорость вращения колонны, рад/с;
= , кг/см (определяем по таблице 2).
Таблица 2
Условный диаметр трубы, мм |
Приведенная масса 1 ш. трубы длиной 11,5 м, кг |
Момент инерции площади попереч. сечения, см⁴ |
Осевой момент сопротивления, см³ |
Диаметр замка, мм |
89 102 114 127 140 146 |
15,8 19,5 21,7 23,9 31 39,7 |
152,4 233,5 340,4 475,8 860,94 925,9 |
34 46 60 75 123 133 |
108 133 146 155 178 183 |
2) Определяем постоянные напряжения изгиба по формуле:
(3)
3) Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость по формуле:
(4)
В соответствии с «Общими рекомендациями по расчету бурильных труб»
- предел выносливости в атмосфере =87,5 МПа; =310 МПа.
Тогда - коэффициент концентрации, который = 310/87,5=3,54.
Коэффициент =0,1/3,54=0,028.
Расчет на статическую прочность
Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие растягивающих и касательных напряжений.
1) Задаются длиной первой (нижней) секции труб и определяют растягивающие напряжения в МПа по формуле:
(5)
где к=1,15;
- вес всех труб данной секции, МН;
- вес утяжеленных бурильных труб, МН;
- площадь поперечного сечения гладкой части трубы, м² (таблица 3);
- площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м² (таблица 3);
- перепад давления на долоте, МПа;
- плотность бурового раствора, г/см³;
- плотность материала труб, г/см³.
Принимаем длину первой секции равной 2200 м, тогда =2200· 10
2) Для заданной секции определяют касательные напряжения в Н/см² по формуле:
(6)
где - момент сопротивления при кручении бурильной колонны, см³.
(7)
где D и d – наружный и внутренний диаметры труб (таблица 3);
- крутящий момент, передаваемый бурильной колонне, Н·см.
(8)
Находим мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны в кВт по формуле:
(9)
где - длина колонны, м;
- наружный диаметр бурильных труб, м;
- частота вращения бурильной колонны, рад/с;
- диаметр долота, м;
- плотность бурового раствора, г/см³.
Находим мощность, расходуемую на вращение долота в кВт, по формуле:
(10)
где С – коэффициент крепости пород для мягких пород С=7,8; для пород средней крепости С=6,95; для крепких пород С=5,56;
- диаметр долота, мм;
- нагрузка на долото, МН.
Определив и , находим крутящий момент и далее напряжение кручения.
3) Рассчитывают коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений по формуле:
(11)
где - предел текучести, МПа (таблица 4).
Для бурения вертикальных скважин должно быть n≥1,4 в нормальных условиях и n≥1,45 в осложненных условиях.
Таблица 3
Условный диаметр, мм |
Наружный диаметр, мм |
Внутренний диаметр, мм |
Площадь тела гладкой части, см² |
Площадь гладкой части трубы, см² |
89 102 114 127 140 146 |
89,0 101,6 114,3 127,0 139,7 146,0 |
75,0 87,6 100,3 113,0 119,7 126,0 |
18,0 20,8 23,6 26,4 40,7 42,7 |
44,2 60,2 79,0 100,2 112,5 124,6 |
Таблица 4
Группа прочности стали |
||||
Д |
К |
Е |
Л |
М |
Предел текучести, МПа |
||||
380 |
500 |
550 |
650 |
750 |
4) Задаемся глубиной спуска второй секции, равной 3200 м; трубы стали большей прочности и проводим аналогичный расчет.
5) Определяем длину второй секции в м. по формуле:
(12)
где и - глубина первой и второй секций соответственно, м.
6) Принимаем допустимую глубину спуска, равную глубине скважине. Выбираем трубы прочности Е и проводим аналогичный расчет.
7) Длина третьей секции в м. определяется по формуле:
(13)
ПРИМЕЧАНИЕ: если при первоначальном варианте расчета коэффициент запаса прочности не отвечает требуемым величинам, то принимают длину секции или принимают трубы большей прочности. Данные для расчета представлены в таблице 5.
Таблица 5
Вариант |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
Глубина скважины Н, м |
3600 |
3500 |
3400 |
4000 |
3900 |
3800 |
3700 |
3600 |
3500 |
4000 |
3900 |
3800 |
3700 |
3600 |
3500 |
Диаметр предыдущей обс. кол. Добс, мм |
178 |
194 |
219 |
245 |
273 |
299 |
178 |
194 |
219 |
245 |
178 |
194 |
219 |
245 |
273 |
Осевая нагрузка на долото рдол, МН |
0,12 |
0,11 |
0,10 |
0,13 |
0,12 |
0,11 |
0,10 |
0,14 |
0,10 |
0,11 |
0,12 |
0,13 |
0,10 |
0,11 |
0,12 |
Диаметр долота, мм |
165,1 |
165,1 |
190,5 |
190,5 |
244,5 |
244,5 |
165,1 |
165,1 |
190,5 |
190,5 |
165,1 |
165,1 |
190,5 |
190,5 |
190,5 |
Частота вращения долота, рад/с |
9,42 |
9,4 |
9,3 |
9,2 |
9,1 |
9,42 |
9,4 |
9,3 |
9,2 |
9,1 |
9,42 |
9,4 |
9,3 |
9,2 |
9,42 |
Плотность бурового раствора , г/см³ |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
1,5 |
1,6 |
1,7 |
1,8 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
1,5 |
1,6 |
1,7 |
1,8 |
1,2 |
Плотность материала труб , г/см³ |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
7,85 |
Перепад давления на долоте , МПа; |
7 |
7 |
7 |
8 |
8 |
8 |
7 |
7 |
7 |
8 |
8 |
8 |
7 |
7 |
7 |
Вес УБТ , МН |
0,11 |
0,12 |
0,13 |
0,14 |
0,15 |
0,16 |
0,11 |
0,12 |
0,13 |
0,14 |
0,15 |
0,16 |
0,11 |
0,12 |
0,16 |
Длина УБТ , м |
100 |
110 |
120 |
130 |
140 |
150 |
100 |
110 |
120 |
130 |
140 |
150 |
100 |
110 |
150 |
Условия бурения |
Осложненные |
Нормальные |
Осложненные |
||||||||||||
Крепость пород |
Мягкие породы |
Средней крепости породы |
Крепкие породы |