Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Расчеты для регулирования направления буре­ния включают в себя расчет компоновок низа бурильной колонны (КНБК), в том числе и отклоняющих компоновок, ориентирова­ние их в пространстве и оценку точности положения забоя.

Схемы применения КІІБК показаны на рис. 15.1.

При выборе типа компоновки (“жесткой” или “отвесной”) необходимо учитывать следующее.

Основная задача при использовании жестких компоновок — получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения без ограничения осевой нагрузки на долото. Это достига. ется не только за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.1. Схемы применяемых компоновок нижней части буриль­ной колонны:

а—г— “отвесные” компоновки; д—к— ‘’жесткие” компоновки: 1 — долото: 2 — забойный двигатель или жесткая наддолотная часть УБТ (при ротор­ном бурении); 3 — УБТ; 4 — бурильные трубы; 5 — укороченная УБТ; 6 — центратор; 7— калибратор: 8— маховик; 9— стабилизатор

наружного диаметра и жесткости, но и рациональным размеще­нием опорно-центрирующих элементов 6, 7, 9 (см. рис. 15.1) по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

“Жесткие” компоновки характеризуются совпадением сво­ей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих приспособлений, препят­ствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость. “Жесткие” компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Схемы жестких ком­поновок показаны на рис. 15.1, д—к.

Принцип действия “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 возрастает с увеличением зенитного угла скважины. “Отвесные” 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. 15.1, а—г.

При бурении скважин необходимо своевременно осуще­ствлять смену типов компоновок в зависимости от свойств гор­ных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.

У

V

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.2. Калибраторы типа КЛ:

а — трехграиный ТРС; б, в — состоящий из корпуса с шестигранной муф­той соответственно на эксцентричной и кулачковой посадке; г — четырех — плашечиый со съемными рабочими гранями; д — типа КЛС со спирально­винтовыми канавками

 

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.3. Калибраторы:

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

■С

П

>

1""’

<1

п

1

1>

Подпись: ■С П > 1""' <1 п □ 1 1> а — с продольным расположе­нием шарошек (тип КЛ); б — со спиральным расположени­ем шарошек (тип КЛС)

К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся кали­браторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители.

Калибратор — элемент компоновки, предназначенный для ка­либрования ствола скважины (по диаметру долота.) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний ком-

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫРис. 15.4. Калибраторы невращающиеся: а — РОП (тип КО); б — с подвижными штырями ЦРП (тип КВЗ)

о/

 

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.5. Центраторы:

а — металлический лопастный (тип ЦМ); б — резиновый каркасный (тип ЦМ); в — с обрезиненным стволом и металли­ческой муфтой (тип ЦР); г — шарнирный (тип ЦШ); д — с плавающим валом турбобура (тип ЦВТ); е — межсекционный (тип ЦС)

поновки в нижней призабойной части. Калибраторы бывают ло­пастные с продольными или спиральными гранями (рис. 15.2), шарошечные с продольно или спирально расположенными ша­рошками (рис. 15.3), или на шаровой опоре (рис. 15.4).

Центратор — элемент компоновки, предназначенный для цен­трирования бурильной колонны в месте установки центрато­ра. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис. 15.5.

Калибраторы включаются в состав компоновки между доло­том и утяжеленными бурильными трубами и способствуют раз­работке стенок скважины до номинального диаметра. Это уве­личение, а также более стабильная работа за счет снижения по­перечных колебаний способствуют повышению стойкости долот при бурении на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибра­торов способствуют только соосному размещению компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.

га

Подпись: гаОсновным характерным признаком калибраторов и центра­торов является наличие прерывистого контакта с малыми ин-

ф—————————- „——————

*гг==1>0

й————————— II————————————

——гг..

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

РР1

Шц

1

Рис. 15.6. Стабилизаторы:

а — крестообразный роторный СКР (тип СК); б— УБТ квадратного сече­ния КУБТ (тип СК); в — УБТ спирального сечения (тип СС); г — маховик М (тип СЦ)
•гервалами со стенками скважины; их длина составляет 1 -2 диа­метра породоразрушающего инструмента..

Стабилизаторы — элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления сква­жины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 15.6, а—в. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие: наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии;

длина их составляет 50-80 диаметров породоразрушающего инструмента.

Маховик — элемент КНБК, устанавливаемый под валом тур­бобура и служащий для увеличения устойчивости вращающейся массы вала, турбобура (рис. 15.6, г).

Расширитель — элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для расширения ствола скважины с меньшего диаметра на больший (рис. 15.7). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шаро­шечными (рис. 15.7 а, в) и дисковыми (рис. 15.7, б).

При расчете компоновок маятникового типа (“отвес­ных”) первоначально необходимо определить число ступеней

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

а конструкции ГрозНИИ (тип РШ); б— дисковой (тип РД); в — шести- Шарошечный конструкции ВНИИБТ (тип РШ)

Рис. 15.7. Расширители

КЛБК в зависимости от диа. метра долота и обсадной колонны, под которую будет вестись бурение по табл. 15.1.

Длина УБТ рассчитывается по следующим формулам: для роторного бурения

^убт — ^О-Рд/^убп (1^*^-)

для турбинного бурения

/у6т = (1,25Рд-<?)/9убх, (15.2)

где Рд — нагрузка на долото, МН; ду6т — вес 1 м УБТ, МН; С — вес турбобура, МН.

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

Длина жесткого наддолотного участка определяется из усло­вия обеспечения минимума угла поворота этого участка под дей­ствием осевой нагрузки. Значения оптимальной длины 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 на. д — долотного участка ком­поновки 1г, м 8,7 9,1 9,7 11,0 12,0 13,3 14,6 15,9 16,6 18,2

После определения длины жесткой наддолотной части необ­ходимо найти длину сжатой части УБТ, входящих в компоновку:

^2 — (^лЯубт! )/</убт2? (10.3)

Таб ли ц а 15.1

Диаметр труб, мм

Диаметр долота., мм

151

139,7

165,1

158,7

190,5

215,9

215,9

244,5

268,9

295,3

349,2

393,7

393,7

УБТ

121

133

159

178

178

203

299

299

114

273

273

273

108

121

146

159

159

178

254

254

254

254

229

229

229

229

229

203

203

203

203

203

178

178

178

178

178

Бурильных

89

102

114

127

127

140

140

140

140

140

140

труб над УБТ

127

127

127

Обсадной ко­

114

127

146

168

178

194

219

245

273

29 9

324

лонны, под

которую ве­

дется бурение

где <7убт1 и %бт2 — всс 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН.

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

Ркр =2 <[ШГ (15.4)

где Е — модуль упругости для стали, Е = 2,1 • 1011 Н/см2; / — экваториальный момент инерции сечения трубы, см4; ^ — вес 1 см длины УБТ, Н/см.

Значения критической нагрузки для УБТ различных типов и диаметров можно также найти по табл. 15.’2.

Если осевая нагрузка на долото будет больше критической (Рд > Ркр), то необходимо в интервалах, в которых будет наблю­даться искривление ствола скважины, осевую нагрузку умень­шить до значения критической.

Длина растянутой части определяется но формуле

/3 = 0,25Рд/<?убт3, (15.5)

где <?убтз — вес 1 м УБТ в растянутой части, МН.

Если в растянутой части будут находиться несколько секций

Таблица 15.2

Условное обозначе­ние тру­бы

Диаметр, мм

Обозначе­ние резь­бы

Теорети­ческая мас­са 1 м трубы, кг

Критичес­кая нагруз­ка1

Р* р = 2^/EIq2, кН

на­

руж­

ный

внут­

рен­

ний

проточ­ки под элеватор

УБТ-95

95

32

3-76

49..0

11,6

УБТ-108

108

38

3-88

63,0

16,3

УБТ-146

146

75

3-121

97,0

32,0

УБТ-159

159

80

3-133

116,0

40,5

УБТ-178

178

80

3-147

156,0

57,8

УБТ-203

203

100

3-171

192,0

78,6

УБТС-120

120

64

102

3-101

63,0

18,5

УБТС-133

133

64

115

3-108

83,0

25,6

УБТС-146

146

68

136

3-121

103,0

33,5

УБТС-178

178

80

168

3-147

156,0

57,8

УБТС-203

203

80

190

3-161

214,6

85,6

УБТС-219

219

110

190

3-171

221,0

95,4

УБТС-229

229

90

195

3-171

273,4

118,2

УБТС-245

245

135

220

3-201

258,0

121,5

УБТС-254

254

100

220

3-201

336,1

155,8

УБТС-273

273

100

220

3-201

397,1

192.1

УБТС-299

299

100

245

3-201

189,5

249,8

‘Без учета, гидравлической нагрузки.

УБТ разных диаметров, то вес этих УБТ (0,25 Рл) необходимо равномерно распределить между всеми секциями в растянутой части.

Яу6т2 (?убтЗ

Подпись: Яу6т2 (?убтЗ В итоге длина “отвесной” компоновки будет

(15.6)

Пример 15.1. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: диаметр обсадной колонны, под которую будет вестись бурение. 245 мм; бурение роторное; диаметр доло­та 295,3 мм; нагрузка на долото Рд — 0,3 МН.

Решение. По табл. 15.1 находим, что для бурения под 245* мм обсадную колонну долотом диаметром 295,3 мм КНБК долж­на состоять из четырех секций УБТ диаметрами 254 мм (жест­кая наддолотная часть), 229 мм (ежа, тая часть), 203 и 178 мм (растянутые части).

Оптимальная длина жесткой наддологной части ^ = 15,9 м.

Длина компоновки по формуле (15.6) и с учетом изложенных выше требований

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ0,30 — 15,9 — 0,00336 0, 25 -0,3 0,25 • 0,3

0,0027.3 + 0,00215" + ~0,0015(Г

По табл. 15.2 находнм, что для УВТС-229 (сжатая часть) Ркр = 118,2 кН = 0,118 МН.

Следовательно Рд > Ркр (0,30 > ОД 18), поэтому в интервалах, склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необ­ходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Рп — ,Р1ф.

Расчет “жестких” компоновок. Наиболее эффективный метод предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола — иснользовалие “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 л находится по табл. 15.2. Наличие этого участка обеспечивает предупреждение искривления скважины:

осевая нагрузка па долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки. Для обес­печения прямолинейности оси УНТ в сжатой части компонов­ки необходимо устанавливать онорно-центрирующие элементы (центраторы) различных конструкций;

растянутая часть УБТ, входящих в соста. в КНБК, служит для плавного перехода жесткости сечений этих УБТ к жесткости сечения бурильной колонны.

Оптимальная длина, жесткой наддолотной части компонов­ки находится на основе расчетной схемы (рис. 15.8) и решения дифф е ре и ц и ал ь ного у р авнен и я:

YlV + )л’2Уи — j3Y = а(7г//!)4siп(7ГЖ//-1), (15.7)

где а — максимальный начальный прогиб “жесткого” наддо — лотного участка, а = (i — начальный прогиб УБТ, в

мм на 1 м длины; — длина жесткого наддолотного участка; ц = Рл/Е1и Рд — нагрузка на долото; Eli — жесткость над­долотного участка; 0 = qy6TiU>2/Elig: и — угловая скорость,

с-1; </убт1 — вес 1 м УБТ наддолотного участка; g — ускорение свободного падения, м/с2.

Уравнение (15.7) позволяет найти угол поворота нижнего кон­ца компоновки под действием осевой нагрузки, центробежных сил и изгибающего момента, действующего па. верхний конец компоновки в результате продольного изгиба, вышерасположен — ной части КНБК.

В качестве критерия оптимальности длины “жесткой” над­долотной части КНБК принимается минимум общего угла по­ворота нижнего конца компоновки (в соответствии с рис. 15.9):

®обШ — Опер + О пр > (15.8)

где 0„ер — угол, образующийся за счет зазора, между опорно — центрируюш. ими элементами и стенкой скважины; 0пр — угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной ча­сти компоновки.

Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует на­ходить по номограмме (рис. 15.10) в приведенной ниже последо­вательности.

Сначала по табл. 15..3 находим значение изгибающего момен­та на. нижнем конце компоновки (в верхней части жесткой над­долотной части) в зависимости от диаметра УБТ.

Коэффициент момента, i находится в следующей зависимости °т нагрузки на долото н критической нагрузки.

Нагрузка на.

долото Яд . . . . Ркр 1,2 Ркр 1,4 Ру. р 3,6 Ркр 1,8 Лр

Коэффициент

момента I . . . 0,87 0,96 1.03 1,1 3,15

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.8. Расчетная схема для опреде­ления оптимальной длины УБТ, распо­ложенной между центрирующими эле­ментами

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫРис. 15.9. Расчет общего угла поворота нижнего конца компоновки

Значение критической нагрузки для различных УБТ находлм но табл. 15.2. Затем находим отношение Рл/Ркр и определяем из этого отношения нагрузку на долото Рд. Затем но номограмме (см. рис. 15.10) оптимальную длину жесткой наддолотной части компоновки находим в указанной последовательности:

зная М] н Е1. по формуле т = ^Мх/Е11 определим пара­метр т (левая часть номограммы);

затем на правой части номограммы находим точку пересе­чения соответствующей шкалы Мх и кривой с1 (зазор между опорно-центрирующим элементом и стенкой скважины), полу­ченную точку пересечения сносим па нулевую шкалу эту

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.10. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки низа бурильной колонны

точку соединяем с точкой на шкале Рд (осевая нагрузка на доло­то). Точку пересечения этой прямой со шкалой значений параме­тра т = 6-10“3 сносим по горизонтали до пересечения со шкалой т соответствующей найденному ранее значению параметра т.. Найденная точка пересечения путем интерполирования между кривыми линиями значений шкалы даст искомую величину оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки.

Таблица 15.3

Коэф­

фици­

ент

момен­

та

Изгибающий момент на нижнем конце бурильной колонны (в тс-м) при наружном диаметре УБТ и диаметре долота, мм

(Іубт —

146

<*я =

190

С^убТ —

178

190

б^убт

178

214

(Іубт —

203

214

^убт —

203

(/д =

269

^убт—

203

295

^убт—

229

269

сіу бт ——-

229

й£д =

295

^убт —

254

б^д —

295

0,87

0,96

1,03

1,10

1,15

0,03

0,033

0,0355

0,0379

0,0397

0,0144

0,158

0,017

0,018

0,019

0,0549

0,0606

0,065

0,0694

0,0726

0,0184

0,0204

0,0218

0,0233

0,0244

0,1108

0,1222

0,1311

0,140

0,1464

0,1544

0,1704

0,1828

0,1952

0,2041

0,1009

0,1113

0,1195

0,1276

0,1334

0,1664

0,1836

0,1970

0,2104

0,2200

0,1373

0.1514

0,1626

0,1736

0,1816

Определим число промежуточных опор в сжатой части ком­поновки:

по, = Рл ~ — 1, (15.9)

0убт2^о

где <7 — вес. жесткой наддолотной части компоновки; дубТ2 — вес

1 м УБТ в сжатой части компоновки; 1а — расстояние между опорно-центрирующими элементами.

Значение 10 находим по табл. 15.4.

Определяем суммарную длину компоновки низа бурильной колонны по формуле (15.6).

Такова последовательность расчета компоновки для роторно­го бурения. При турбинном бурении расстояние между опорно — цеитрирующими элементами lQ следует находить при минималь­ном значении частоты вращения (50 об/мин).

Пример 15.2. Рассчитать компоновку нижней части бу­рильной колонны для бурения под обсадную колонну диаметром 219 мм; способ бурения — роторный, п = 120 об/мин; осевая нагрузка на долото диаметром 269,9 мм, Рд — 0,21 МН.

Решеие. По табл. 15.1 находим, что для обеспечения необ­ходимой жесткости компоновка нижней части бурильной колон­ны должна состоять из УБТ трех ступеней диаметром 229, 203 и 178 мм.

Для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаме­тром 229 мм) выбираем УБТС-229, для которых по табл. 15.2 Ркр = 118,2 кН = 0,118 МН.

Находим отношение:

1Г~ = ТГТТя = 1,8, откуда Рд = 1,8Ркр.

■* КР IJ 5 1 I О

Этому значению Рл соответствует (см. выше) коэффициент момента i = 1,15.

Таблица 15.4

Диаметр УБТ, мм

Расстояние между опорами 10 (м) при частоте вращения УБТ, об/мин

50

90

120

150

108-114

20,0

16,0

13,5

12,0

121

22,0

16,5

14,0

13,0

133

23,5

17,5

15,0

13,5

146

25,0

18,5

16,0

14,5

159

31,0

21,5

18,5

17,0

178

33,0

23,5

21,0

19,0

20.3-

36,0

27,0

23,0

20,5

При і = 1,15 для УБТ диаметром 229 мм и долота, диаме­тром 269,9 мм по табл. 15.3 находим, что изгибающий момент на нижнем конце компоновки Мх = 0,1334 тс-м.

Находим, что при Мг = 0,1334 тс-м и жесткости сечения УБТ-

229

ЕІ = 2,1-10п^^(22, 94 —9, О4) = 2, 76-1011 Н-см2=2,76-103 тс-м2;

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

М334 , п 1п—3

параметр т = у _ = ^ ?6 . ^ =6,9-10 .

Далее по номограмме (см. рис. 15.10) откладываем Мг = 0,1334 тс-м при й = 0,01 мм (точка 1), сносим точку 1 на ну­левую шкалу Мг (точка £), далее точку 2 соединяем с точкой 3 (Рд = 0,21 тс), получаем на шкале т = 6,9-10~3 (точка 5); по точке 5 находим, что оптимальная длина жесткой наддолотной части = 9,4 м.

Находим число промежуточных опор в сжатой части компо­новки по формуле (15.9):

_ 0,21- 9,4-0,00273 , „

”п-° — 0,00215-23

Принимаем пп о = 3.

Предварительно для расчета по этой формуле нашли по табл. 15.4 значение /0 = 23 м.

Находим суммарную длину компоновки, беря в основу струк­туру формулы (15.6):

, л, 0,21 — 9,4-0,00273 0,25-0,21 о

Х = М +—— Шгй——- + _оЛю15(Г =9,4+85,6+33,7 =

128,7 м.

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

Далее необходимо выбрать опорно-центрирующие элементы и привести схему КНБК с указанием ее основных параметров.

Расчет КНБК при турбинном бурении. При бурении забойными двигателями диаметр основной ступени УБТ не дол­жен превышать диаметра турбобура (электробура).

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к Арильным трубам, компоновка УБТ в общем случае выполня­йся ступенчато, при этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к бурильным трубам и переходах ^ежду ступенями выполнялись условия:

■^убт(и) < 1,333£>бт(1); (15.10)

— 1) ^ -^убт(г) ^ -^убт(г —1); ^ — 271, (lo. ll)

где Д>т(1) — наружный диаметр бурильных труб 1-й секции; г — порядковый номер ступени УБТ (снизу вверх); п — число ступеней компоновки УБТ.

Длину 1-й (основной) ступени УБТ для вертикальных и на­клонных участков вычисляют по формуле:

Xcosa],

ЧуЬт{ 1

п

 

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

L Рм

 

(15.12)

 

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

где qy6r(i) — приведенный вес 1 м длины г-й секции УБТ, Н/м; а — угол наклона скважины, градус; Кд — коэффициент на­грузки на долото, Ад = 1,175; Ра — необходимая нагрузка на долото, Н; рж, рм — плотность жидкости и материала труб, г/см3; G — вес забойного двигателя, Н; Q-% — вес всех элемен­тов КНБК, за исключением забойного двигателя, Н; /у6т(») — длина i-й переходной ступени, м.

Длины переходных ступеней УБТ /убт(2), /убт(З) И т. д. могут равняться длине свечи или длине одной трубы.

Вес всей компоновки УБТ и ее общая длина определяются выражениями:

ТА

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

(15.13)

тг

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

(15.14)

г = 1

где тг — общее число ступеней. Если нагрузка на долото

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

(15.15)

то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стен­ками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.).

Рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами /0 для основной ступени УБТ при различных частотах вращения приведены в табл. 15.5.

(15.16)

Подпись: (15.16)Число промежуточных опор определяется выражением:

Ш ^уот(1)/^о*

Пример 15.3. Выполнить расчет УБТ для следующих усло­вий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колон­ну диаметром 168 мм, диаметр обсадной колонны перед буре-

Диаметр УБТ, мм

Масса 1 м УБТ, кг

Расстояние, 10, м, при частоте вращения колонны, об/мин

наружный

внутренний

50

90

120

150

73

35

25,3

17,5

13,0

11,3

10,1

89

51

32,8

19,7

14,7

12,7

11,4

95

32

49,3

19,5

14,5

12,6

11,2

108

56

52,6

21,4

16,0

13,8

12,4

114

45

67,6

21,5

16,0

13,9

12,4

120

64

63,5

22,7

16,9

14,6

13,1

133

64

83,8

23,6

17,7

15,2

13,6

140

68

102,9

24,7

18,4

15,9

14,2

146

74

97,7

24,9

18,5

16,0

14,4

159

80

116,4

31,5

23,5

20,3

18,2

178

80

155,9

33,0

24,6

21,3

19,1

178

90

145,9

33,4

24,9

21,5

19,3

203

80

214,9

34,9

26,0

22,5

20,1

203

100

192,4

35,5

26,5

22,9

20,5

219

112

218,4

37,0

27,6

23,9

21,4

229

90

273,4

37,0

27,6

23,9

21,4

245

135

257,7

39,5

29,4

25,5

22,8

254

100

336,1

39,0

29,1

25,2

22,5

273

100

397,8

40,3

30,0

26,0

23,2

299

100

489,5

41,9

31,3

27,1

24,2

Примечания: 1. В компоновке УБТ диаметром

более 203 мм про-

межуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между

опорами может быть увеличено не более чем на. 10 %. 3. Расстояние

между опорами при бурении забойными двигателями принимается для

и = 50 об/мин.

нием данного интервала (кондуктор) 245 мм. Способ бурения турбинный. Турбобур двухсекционный, вес G = 25 000 Н, дли­на 14 м. Диаметр долота D3a = 215,9 мм, осевая нагрузка Рд — 79 кН. Плотность бурового раствора рж = 1,4 г/см3; угол наклона (зенитный угол) ствола скважины равен 10°.

Решение. Определяем тип и диаметр 1-й (основной) сту­пени УБТ, так как диаметр долота 215,9 мм, то рекомендуется УБТ диаметром 178 мм. Берем УБТС-2 (вес 1 м 1559 Н).

Диаметр нижней секции бурильной колонны Dбт(1) должен быть согласно табл. 15-1 (диаметр кондуктора 245 мм) равен 127 мм.

Диаметр последней (n-й) секции перед бурильными трубами УБТ должен соответствовать условию (15.10)

Яувт(п) < 1,333 ■ 127 = 169, 3 мм,

Поэтому компоновку УБТ необходимо спроектировать ступенча­той.

Диаметр УБТ 2-й ступени должен составлять из условия (15.11)

Этому условию, а. также по требованию к трубам последней ступени удовлетворяют 146-мм УБТС (вес 1 м 977 II).

Длину ‘2-й ступени выбираем равной длине одной трубы —- 12 м.

Тогда длина 1-й (основной) ступени УБТ:

1,4

7,85

1 —

1

 

1,175-79000

 

(25000 + 977 х

 

<убт(1 )

 

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

1559-0,9848

 

х 12)0,9848] = 50 м.

Общий вес компоновки УБТ в воздухе согласно выражению (15.13)

фубт = 1559 • 50 + 977 ■ 12 = 89700 Н.

Общий вес КИБК

£к„бк = (2500 + 89700) ^1 — = 94250 Н.

Общая длина компоновки УБТ /у6к = 50 + 12 = 62 м.

Общая длина КНБК

/кнбк = 62+14 = 76 м.

Определим число промежуточных опор, так как из условия

(15.15)

79000> 1,94^21 • 1011 -3.38,6- 15592; 79000>64000.

Согласно примечанию.3 к табл. 15.5 (т. е. для турбинного бурения используются данные при п = 50 об/мин), расстояние между опорами для УБТ диаметром 178 мм 10 = 33,0 м.

Тогда число опор согласно формуле (15.16)

т = 62/33,0 яа 2.

Отклонитель включает в свой состав долото и забойный дви­гатель из двух секций и Ь2) с искривленным переводником, расположенным между ними (рис. 15.11).

Расчет отклонителя ведется следующим образом. Выбира­ется максимальная длина каждой секции по жесткостным свой­ствам:

Ьг < 1, ЗЗЛг;

£2< 2,83/с, (15.17)

Искривленный

Долото

Подпись: Долотопереводник

Рис. 15.11. Расчетная схема к примеру 15.4

где ____________________

Ь=фО-Н)Е1/д, (15.18)

£ (I, Е1, д, О — масштаб длины (м), диаметр (м), жесткость (кН-м2), поперечная составляющая веса единицы длины секции с учетом плотности промывочной жидкости и диаметр долота, соответственно.

Затем производится проверка на вписываемость каждой сек­ции отклонителя в искривленный по радиусу Я ствол скважины:

1г < 2,4/ВД — (I.),

12 < 2,828-у/-й(-0 — «О — (15.19)

Далее определяется угол перекоса искривленного переводника отклонителя (градус)

. + Е-<1 ,

Д = агс8т (^~"2д ) + атс%ё~2Ь^’ (15.20)

Пример 15.4. Рассчитать требуемый угол перекоса искри­вленного переводника отклонителя для следующих условий: диа­метр долота В = 215,9 мм; забойный двигатель Д5-172 диаме­тром сI — 172 мм; жесткость Е1 = 4000 кН-м2; д = 12 кН/м; Ь = 2,5 м; Ь2 = 3,7 м; радиус кривизны ствола скважины И = 329 м при проектном профиле, имеющем вертикальный участок и участок набора зенитного угла.

Отношение плотности промывочной жидкости к плотности стали равно 0,14.

Решение. По формуле (15.18) находим

,, __ /(0,2159- 0,172)4000 ‘V’ 12(1-0714) = 2’“3^

По формуле (15.17) определяем

А < 1,33-2,03 = 2,7 м.

А < 2,83-2,03 = 5,7 м.

Секции забойного двигателя удовлетворяют требованиям к Упругим свойствам отклонителя, в соответствии с формулой (15.19)

11 < 2,4^/(0,2159 — 0,172)329 = 9,1 м.

£г < 2,828^(0, 21-59 — 0,172)329 = 10,7 м.

Секции забойного двигателя вписываются без деформации в ствол скважины с радиусом кривизны 329 м. По формуле (15.20) определим

. 2,5 + 3,7 0,2159 — 0,172 , п)0

А = arcsin——————— 1- arctg———————— = 1,04 .

2-329 6 2-2,5

Для получения заданного радиуса кривизны ствола скважин необходим искривленный переводник с углом искривления 1,04°.

Ориентирование отклоняющих систем в требуемом направлении. Аналитическое определение угла установки от­клонителя зенитного угла и азимутального направления бурения довольно громоздко, проще они могут быть определены графи­ческим путем (рис. 15.12). От некоторой точки О откладывают отрезок О А, равный в принятом масштабе численной величине зенитного угла в начале рейса долота вг. Из точки О, как из центра, проводят окружность с радиусом, равным в принятом масштабе численной величине угла 02- Из точки А под углом Да (изменение азимута ствола за рейс), на которой необходимо изменить азимут скважины, проводят прямую линию до пересе­чения с окружностью в точках В и С. Тогда угол NOC будет характеризовать угол установки отклонителя ау1, обеспечиваю­щий заданное изменение азимута скважины Да при одновремен­ном увеличении зенитного угла до 03, численно равного длине отрезка АС.

Угол NOB будет характеризовать угол установки отклони­теля ау2, обеспечивающий такое же изменение азимута ствола Да при одновременном снижении зенитного угла до в3, численно равный длине отрезка АВ.

Для упрощения и ускорения этих расчетов можно пользовать­ся прибором ПО (рис. 15.13), который легко можно изготовить в любой механической мастерской. Прибор состоит из линейки (рис. 15.13, б) с размерными шкалами зенитного угла в конце рейса в3, изменения азимута и транспортира (рис. 15.13, а) со

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.12. Графическое определение угла установки откло­нителя, зенитного угла и азимутального направления

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫРис. 15.13. Прибор НО для определения угла установки отклоните­ля и параметров ис­кривления скважины

5

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

шкалами зенитного угла в начале рейса угла установки от­клонителя и угла #2, который может быть набран данной ком­поновкой за рейс.

На транспортире по горизонтальной шкале отсчитывают зе­нитный угол в начале рейса вх. В отверстие, соответствующее данному значению зенитного угла, вставляют штифт линейки. На. круговой шкале транспортира фиксируют угол в2, который мол-сет быть набран данной компоновкой за предстоящий рейс. Поворотом линейки устанавливают угол А а, на который необ­ходимо исправить азимут скважины. После этих операций на линейке отсчитывают зенитный угол ствола в конце рейса в3 на. пересечении горизонтальной шкалы линейки и линии полу­окружности, соответствующей углу в2, а углы, образованные между горизонтальной шкалой транспортира и радиусом, прове­денного из нулевой точки в месте указанного пересечения, будут углами установки отклонителя ау.

Пример 15.5. Зенитный угол в начале рейса составляет 11°. Отклонитель обеспечивает набор угла искривления с интенсив­ностью 2° на 10 м; проходка на долото за рейс составляет 30 м. Азимут искривления скважины необходимо изменить на 22°.

Решение. Угол установки отклонителя ау = 65°, а угол в конце рейса #з = 14,7°.

Если наклонную скважину бурят с изменением азимута ство­ла, то интенсивность искривления скважины определяется сле­дующим образом. На транспортире (см. рис. 15.13, а) отклады­вают зенитный угол в начале рейса а в отверстие, соответ­ствующее данному зенитному углу, вставляют штифт линейки (см. рис. 15,13, б). На линейке откладывают угол в конце рейса в3. Поворотом линейки устанавливают фактическое изменение азимута скважины за рейс Да, а на транспортире, на пересече­нии зенитного угла в конце рейса в3 с линией полуокружности, находят интенсивность искривления ствола.

Пример 15.6. Зенитный угол в начале рейса 14°, в конце рейса 18°, изменение азимута 20°, проходка за рейс 30 м.

Решение. Интенсивность искривления ствола 5,7:3 = 1,9° на 10 м проходки.

Типовые схемы ориентирования отклонителей с помощью телеметрической аппаратуры СТЭ и СТТ представлены да. рис. 15.14. Из рисунка видно, что расчет угла установки от­клонителя возможен в двух вариантах суммирования углов сме­щения нулевых отметок 7 отклонителя и глубинного измери­тельного устройства УТИ.

При необходимости ориентирования отклонителя в верти­кальной скважине угол установки определяется следующим

Рис. 15.14. Определение угла установки отклонителя при ис­пользовании телеметрических систем СТЭ и СТТ:

а — при Е > 360°; б — при Е < 360°; 1 — метка “0” УГИ; 2— заданное направление; 3 — метка отклонителя; ^ — апсидальная плоскость

образом. Рассчитывают сумму углов смещения нулевых отметок 7 и заданного проектного азимута скважины апр:

Еі = 7 + а’пр — (15.21)

Затем после спуска системы на забой снимают показание по приборам “азимут” и “отклонитель” и суммируют их:

Ег = ааз + ^от — (15.22)

Угол довинчивания определяют как разность суммарных углов:

Рдов = Хл ~ Ег • (15.23)

Если разность углов окажется отрицательной, то

= 360 -(£1-£2). (15.24)

После того, как колонна бурильных труб будет довинчена на Угол /Зяов, стрелки приборов “отклонитель” и “азимут” долж­ны быть установлены на делениях, сумма которых равна £п и отличается от нее на 360°. Если из-за угла закручивания колон­ны суммы углов на совпадут, то необходимо расхаживанием и вРащением колонны добиться этого равенства.

Пример 15.7. Дано: апр = 250°, 7 = 30°.

Решение. Находим сумму углов £1 = апр + 7 = 250+30 = *°0°. После спуска инструмента в скважину показания приборов “азимут” и “отклонитель”: аа, = 165° — азимут; <рот = 60° — отклонитель.

Ег = «аэ + Ч>от = 165 + 60 = 225°.

Разность суммарных углов £5 — £2 = 280-225 = 55°. Угол довинчивания колонны по часовой стрелке (Здов = 55°. После до­винчивания показания стрелок приборов “азимут” и “отклони­тель” должны составлять 280° или 640° соответственно. Пример 15.8. Дано: апр = 45°, 7 = 120°

Решение. Находим

Ел = 45+120 = 165°.

После спуска инструмента показания приборов:

ааз = 150°, <рот = 60е;

Е2 = 150+60 = 210°.

Разность сумм составит — £2 = 165-210 = -45°.

Так как сумма отрицательна, то вводим 360°:

/Злов = 360-45 = 315°.

Для довинчивания отклонителя необходимо колонну повер­нуть по часовой стрелке на 315°. После довинчивания сумма углов на приборах должна соответствовать 165° или 525°.

В случае необходимости ориентирования отклоняющей ком­поновки в стволе наклонной скважины операции проводятся в следующей последовательности. Первоначально по заданному проектом углу положения отклонителя (^Пр и углу смещения 7 находят сумму

Е = ^пр + 7-

Поворотом инструмента, спускаемого в скважину, по шка­ле прибора “отклонитель” устанавливают полученное значение. Бурильную колонну необходимо всегда поворачивать по ходу часовой стрелки. Для снятия упругих деформаций в результа­те закручивания бурильной колонны под действием сил сопро­тивления ее необходимо несколько раз приподнять и опустить, контролируя по прибору “отклонитель” угол установки откло­няющей компоновки. При необходимости колонну поворачивают до полного совмещения показаний прибора с углом установки отклонителя.

Пример

15.9

15.10

У-’пр………………….

300

70

7……………………….

105

240

£

405

310

Р………………………

45

310

Примечание.

Значения <р,

7, /3 —

в градусах.

Оценка точности положения забоя в пространстве.

Ошибка, положения точки, обусловленная погрешностью изме­рения зенитного угла, определяется формулой

т =О, О1/со80, (15.25)

где I — длина интервала, для конечной точки которого подсчи­тывается указанная погрешность, м; в — средний зенитный угол на интервале, градус.

Погрешность положения точки, обусловленная неточностью измерения азимута ствола, рассчитывается по формуле

Ш2 = 2Шпа ■ Бт(пга/2), (15.26)

где та — погрешность измерения азимута ствола, принимаемая из табл. 15.6.

Суммарная погрешность положения точки ствола, вызывае­мая изменениями, определяется выражением

т2 _ то2 _|_ т2 _ 2тат2со8г, (15.27)

где г — угол, зависящий от погрешности измерения азимута, принимаемый по табл. 15.6.

Суммарная погрешность положения забоя скважины, вызы­ваемая погрешностью измерений, определяется по формуле

Ми = ±/Е<- (15.28)

Погрешность графического построения положения точки за­висит от масштаба построения плана и профиля скважины.

Масштаб……………………….. 1:200. 1:400 1:500 1:1000

т гр …… . 0,14 0,28 0,35 0,70

При определении положения забоя погрешность графического построения зависит также от числа интервалов построения п:

Мгр = ±тгр-1/п. (15.29)

Общая погрешность измерения определяется по формуле

М = ±^/Ми2 + Мг2р. (15.30)

Таблица 15.6

Зенитный угол ствола, градус в

Погрешность измерения азимута та, градус

Угол г, градус

2сов г

0-1

±68

55

1,15

1-2

±40

70

0,68

2-5

±20

80

0,35

>5

±4

88

0,07

Для определения погрешности положения забоя весь СТВОЛ разбуривают на интервалы и для каждого из них по приведен­ным формулам находят погрешности, которые затем суммируют и вычисляют общую погрешность, обусловленную измерениями и графическими построениями.

Для ускорения определения среднеквадратичной погрешно­сти определения планового положения забоя скважины рекомен­дуется пользоваться номограммами, приведенными на. рис. 15.15 и 15.16, которые отражают зависимости изменения численной величины погрешности планового положения забоя от интер­вала замера и средних углов отклонения ствола, скважины от вертикали.

По глубине скважины на соответствующей номограмме исхо­дя из значений угла, в и интервала замера / определяют М„. Если в верхней части скважины замеры производили, например, через 20 м, а в нижней части — через 10 м, то погрешность находится

а 5 8 г

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫМ„,м

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 15.15. Зависимости изменения численной величины по­грешности измерения от глубины скважины Ь и интервала замера I:

а — Ь = 100-2000 м; б-Ь = 20004-3000 м; в — Ь = 30004-4000 м; г—Ь — 4000^-5000 м; 1 — I = 25 м; 2 — I = 20 м; 3 — I = 10 м; 4 — / = 5 м

РАСЧЕТЫ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРАВЛЕНИЯ ПРОВОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫЛ*Гр. м

Рис. 15.16. Номограмма опреде­ления среднеквадратичной по­грешности:

а — по круговой номограмме Мгр ^ 0,7; б— по геодезическому транспор­тиру Мгр = 0,4. Масштабы построе­ний: 1,2 — 1:1000; 3,5— 1:500; 4,6 — 1:400; 7,8 — 1:200; 9,10— 1:100
инТерполированием между кривыми, соответствующими / = Ю м и I = 20 м.

Пример 15.11. Условия: Ь = 1800 м, в = 13°; до 600 м снизу измерения проводили через 10 м, а в остальных 1200 м — через

20 м-

решение. По номограмме (рис.15.15) находим в = 13°, про­ектируем его на кривые / = 10 м и / = 20 м. На одной трети рас­стояния от / = 20 м отмечаем точку, которую сносим на ось орди­нат, и получаем Ми = 3,2. Среднеквадратическая погрешность графических построений определяется по номограмме, предста­вленной на рис. 15.16. На. горизонтальной оси графика показа­но число интервалов построения п, определяемое в зависимости от глубины скважины Ь и длины интервалов построения. Ось ординат характеризует среднеквадратическую погрешность по­строения планового положения забоя или другой точки скважи­ны. Масштабы построения плана указаны на соответствующих кривых.

Пример 15.12. Глубина забоя скважины 1750 м, инклино — метрические измерения проведены через 10 м, зенитный угол ствола изменяется от 2° до 1ф°, азимут скважины колеблется от 190° до 150° и затем от 150° до 205°, смещение забоя 294 м.

Решение. Погрешности измерений Ми находим по номо­грамме (см. рис. 15.15) по значению в = 8° и длине интервала инклинометрических измерений I — 10 м; Ми = ±1,95 м. Сред­неквадратическую ошибку графических построений находим по номограмме (рис. 15.16), применяя способ построения инклино — граммы при помощи геодезического транспортира и масштабной линейки. Число интервалов построения рассчитываем по форму­ле

п = 1/1п = 1750/20 = 88, (15.31)

где 1п — длина интервала построения.

Масштаб построения принимаем 1:400. По номограмме (рис. 15.16) проектируем значение п = 88 на кривую, соответ­ствующую масштабу и способу построения. Находим значение ^гР = ±1,51 м.

Среднеквадратическая погрешность определения планового Положения забоя

= ±>/І,952 + 1, 512 =±2,5 м.

Оставить комментарий