Практическая работа по дисциплине «Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении горизонтальных скважин» для ТюмГНГУ, пример оформления

Практическая работа №2  Прихваты бурильных и обсадных колонн Задание: Пользуясь методическими указаниями, произвести следующие расчеты: 4.1. Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченной бурильной колонны. 4.2. Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны. 4.3. Определение верхней границы прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части.

Условия прихвата бурильной колонны	Номер варианта, последняя цифра
	6
1. Глубина скважины, м	3800
2.Компоновка бурильной колонны
ПК 114´9 (23,3кг)	400
ТбНК114´10 (25,7кг)	600
ПК 127´9 (26,2кг)	—
ТБНК 140´11 (37,2кг)	—
3.разница между силами растяжения, прикладываемые к колонне сверх собственного веса, кН	180
4.Удлиннение, м	0,7

 

Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченной бурильной колонны.

Расхаживание колонны не является самостоятельным и универсальным методом ликвидации прихвата. При расхаживании освобождается легко прихваченная колонна — в первые моменты после возникновения прихвата. Тем более эта операция необходима главным образом с целью предотвращения дальнейшего распространения зоны прихвата. Нужно помнить, что расхаживание противопоказано при затяжках в суженной части ствола и сальникообразованиях, заклинивании колонны в желобах. В случае расхаживания бурильной колонны применяют натяжение до 10 кН сверх собственного веса, не превышая предельных значений растягивающих нагрузок. Последние ограничиваются пределом текучести труб. Для определения допустимых усилий при расхаживании необходимо знать состояние бурильной колонны, продолжительность ее работы. Нужно тщательно изучить материалы профилактических осмотров колонны. Расчет допустимых усилий Р_доп. производится по формуле:

где: F — площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы, см²; к — коэффициент запаса прочности. Принимается с учетом технического состояния колонны. Рекомендуется принимать в пределах 1,2-1,3; s_т — предел текучести материала труб при растяжении, МПа. Для стали предел текучести равен для групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р и Т соответственно 380, 500, 550, 650, 750, 900, 1000 МПа. Алюминиевый сплав Д16-Т имеет предел текучести 330 МПа. Рассчитаем допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром 114 мм с толщиной стенки 9 мм из стальных труб группы прочности Д (предел текучести s_т =380 МПа). Площадь поперечного сечения труб равна 29,8 см². Определяем допустимое усилие:  Рассчитаем допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром 114 мм с толщиной стенки 10 мм из стальных труб группы прочности Д (предел текучести s_т =380 МПа). Площадь поперечного сечения труб равна 32,66 см². Определяем допустимое усилие:  Рассчитаем допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм из стальных труб группы прочности Д (предел текучести s_т =380 МПа). Площадь поперечного сечения труб равна 22,80 см². Определяем допустимое усилие:  4.2. Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны. Прихваты бурильной колонны ликвидируются установкой жидкостных, чаще всего нефтяных, ванн при расхаживании колонны и проворачивании ее ротором на определенное число оборотов. В отдельных случаях прихватов прокручивание (отбивка) ротором эффективно и приводит к быстрому освобождению инструмента. При правильном использовании этого технологического приема обрыв труб происходит значительно реже, чем при расхаживании колонн. Допустимое число 360° поворотов прихваченной одноразмерной бурильной колонны n_р определяется по формуле: где: l₀ — длина неприхваченной (свободной) части бурильной колонны, м; s_т — предел текучести материала труб на растяжение, МПа; s_р — напряжение растяжения, МПа; D — наружный диаметр бурильных труб, м; k — запас прочности, принимаемый для стальных труб равным 1,3-1,5, а для ЛБТ-1,8. Кроме того, допустимое число оборотов при отбивке прихвата ротором может быть определено по номограмме (рис. 4,5,6,7), построенным Самотоем А.К. Определим допустимое число поворотов прихваченной бурильной колонны, необходимое при ее освобождении отбивкой ротором. Провести проверку решения по номограмме. Условия: глубина прихвата — 2300 м; диаметр бурильных труб — 114 мм; толщина стенки — 10 мм; сталь группы прочности — Д; натяжение бурильной колонны — 0,18 МН; Рассчитываем напряжение растяжения: Следовательно допустимое число оборотов n_р равно:  оборота. По номограмме для труб группы прочности Д находим n_р = 9,0 оборотов. Принимаем допустимое число поворотов бурильной колонны равным 11,0. При определении допустимого угла закручивания для колонны, составленной для труб равной прочности и с различными толщинами стенок порядок расчета следующий:

1. Рассчитывается допустимый крутящий момент М_м для каждой секции колонны, начиная с нижней:

где: М_м — допустимый крутящий момент для верхнего сечения рассматриваемой секции, как наиболее опасного, Н × м; s_т^м — предел текучести металла труб данной секции, МПа; Q_n, Q_n-1 и т.д. — вес одноразмерных секций колонны в воздухе, кг; D_m, d_m — наружный и внутренний диаметры рассматриваемой секции, м; r_ж, r_м — плотность бурового раствора и металла бурильных труб; кг/м³; W_m — момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной колонны, м³. где: l₁, l₂ и т.д. — длина секций одноразмерных бурильных труб, м; G₁, G₂ т.д. — модули упругости металла труб при спуске, МПа; (для стали G = 8×10⁴ МПа, для алюминиевого сплава Д16-Т G = 2,7×10⁴ МПа) J₁, J₂ и т.д. — полярные моменты инерции труб, м⁴. Расчет составлен для ситуации, когда вес инструмента на крюке не соответствует весу его свободной части с учетом архимедовой силы. Таким образом, нейтральное сечение колонны расположено против верхней границы прихвата. Определим допустимый угол закручивания прихваченной 2-х секционной бурильной колонны. Глубина прихвата 2300м. Неприхваченная часть колонны состоит из 3-х секций. Плотность бурового раствора 1250 кг/м³, коэффициент запаса прочности 1,5; плотность стальных труб 7850 кг/м³. Таблица 1

№ секции	Диаметр труб, м		Длина секции, м	Группа прочности стали	Предел текучести	Масса
	наружный	внутренний
1	2	3	4	5	6	7
1 2	114 114	96 94	400 600	Д Д	380 380	23,3 25,7

 

1. Определяем для каждой секции колонны допустимый крутящий момент в верхних сечениях:

2. Сравниваем величины допустимых крутящих моментов. Минимальный крутящий момент М₁ = 15963 Н×м для третьей секции труб.
3. Определяем допустимую степень закручивания колонны при условии приложения минимального крутящего момента: оборотов

При отбивке колонны в случае, если вращение прикладывается при натяжении колонны сверх собственного веса, то допустимый вращающий момент рекомендуется определять по методике.   Определение верхней границы прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части. Практика буровых работ выработала способ весьма приблизительной оценки верхней границы прихвата. Считается, что удлинение каждых 1000м труб, находящихся выше зоны прихвата, при натяжении на 180 кН сверх собственного веса колонны, определяется следующим образом:

Диаметр стальных труб, мм	114	127	140	168
Удлинение, м	0,35	0,30	0,25	0,20

  Более точные способы определения верхней границы прихвата приведены ниже. Для одноразмерной колонны длина свободной части L, следовательно, верхняя граница прихвата рассчитывается по формуле: где: 1,05 — коэффициент, учитывающий жесткость замковых соединений труб; Е — модуль упругости металла труб (модуль Юнга). Для стали Е = 0,21×10⁵ МПа, для сплава Д16-Т Е = 0,7×10⁵ МПа; F — площадь поперечного сечения труб, см² Р₁, Р₂ — растягивающие усилия, прикладываемые к колонне сверх ее веса, Н; Dl — упругое удлинение колонны под действием силы Р₁ — Р₂, H; Рекомендуется упростить расчет, приравняв  Значения К, которые зависят от размера труб, толщины стенок и величины прикладываемой нагрузки Р₁ — Р₂ определяется по таблице. Верхняя граница прихвата определяется как: Определение удлинения колонны

1. Производится натяжение бурильной колонны с нагрузкой Р₁, превышающей на 5 делений показания индикатора веса, соответствующие полному весу колонны до прихвата. На ведущей трубе делают отметку против плоскости ствола ротора.
2. Производится еще одно натяжение колонны с нагрузкой, превышающей на 5 делений первоначального, после чего нагрузка (быстро снижается до значения P₁). Делается отметка. Разница между первой и второй отметками вызвана трением в талевой системе.
3. Расстояние между полученными отметками делится пополам, и средняя черта принимается соответствующей нагрузке P₁.
4. К колонне прикладывают нагрузку Р₂, превышающую P₁ на 10-20 делений по индикатору веса, и на ведущей трубе делается отметка. Перед этой операцией расчетом определяется, не превысит ли деформация в колонне от нагрузки Р₂ предела текучести.
5. Производиться повторное натяжение колонны на пять делений больше Р₂, затем быстро снижают нагрузку до величины Р₂ и отмечают вторую отметку на ведущей трубе. Расстояние между двумя последними отметками делится пополам, полученная отметка считается соответствующей нагрузке Р₂.
6. Замеряется расстояние между отметками. Это искомая величина колонны Dl.

В случае прихвата комбинированной многосекционной колонны определяется длина неприхваченной части труб H₁ самой нижней секции. где: q₁, q₂, … q_n — масса 1 м трубы соответствующих секций (номера секций трубы идут от забоя к устью), кг; l₁, l₂, … l_n — длины соответствующих секций труб, м; DP=P₂ — P₁ — растягивающая сила, Если значение H₁ окажется отрицательным, это означает, верхняя граница прихвата размещается выше первой секции труб, т.е. прихвачены трубы первой секции и часть второй. В этом случае определяется длина неприхваченной части труб второй секции Н₂: Расчеты ведут до получения положительного значения. Глубина скважины 2800 м. Произошел прихват колонны DP = P₂ — P₁ = 25, зафиксировано удлинение 0,70 м. Компоновка колонны приведена в табл. 13.

№ секции	Диаметр труб, м		Длина секции, м	Группа прочности стали	Предел текучести	Масса
	наружный	внутренний
1	2	3	4	5	6	7
1 2	114 114	96 94	400 600	Д Д	380 380	23,3 25,7

  По формуле расчитываем длину свободной (неприхваченной) части первой от забоя секции труб: Видно, что верхняя граница прихвата расположена ниже 1-ой секции труб. Длина свободной части бурильной колонны Н будет складываться из свободной части 1-ой секции и длин 2 секций.  Длина прихваченной части колонны составит: Список литературы  

• Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. — М.: Недра, 1988, 501 с.
• Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. — М.: Недра, 1991. — 142 с.
• Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Т.1. — М.: Недра, 1985. — 414 с.
• Войтенко В.С. Прикладная геомеханика в бурении. — М.: Недра, 1990. — 252 с.
• Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии. — Иркутск: ВостСибНИИГГиМС, 1983.
• Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. — М.: ВНИИБТ.
• Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. — М.: Недра, 1970. — 24 с.
• Инструкция по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием. — Л.: Недра, 1976. — 67 с.
• Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник — М.: Недра, 1990. — 303 с.

10. Маньковский А.В. и др. Рекомендации по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (альбом). — Тюмень, 1988. — 360 с.