Материал: Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие

где ртур — потери давления в турбобуре и долоте, р1Ур = 100 кгс/см2;

Определим коэффициент запаса прочности

а0р = 0,5сгв = 0,5 •90 = 45 кгс/см2.

что вполне достаточно.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОМЕНТА ЗАТЯЖКИ СТАТОРНОЙ СИСТЕМЫ ТУРБОБУРА

Задача 174. Определить момент затяжки статорнрй системы тур­ бобура. Необходимые для расчета величины даны в ходе решения задачи.

Решение. Вся неподвижная система турбобура затягивается ниппелем. Усилие затяжки должно обеспечить момент трения на торцах статоров и подпятников, превосходящий тормозной крутящий момент, возникающий при остановке вала турбобура. Момент за­ тяжки статорной системы находим по формуле

м3=мр+мт,

*

где М — момент трения в резьбовой части ниппеля; Мт— момент трения, развиваемый на торце резьбового конца ниппеля. Момент трения в резьбовой части ниппеля находим по формуле

м р = & 4 р- tg (ф +.р ),

где Q3 — осевое усилие затяжки. Осевое усилие затяжки определим из выражения

где сгсм — напряжение смятия на торцах ступиц статоров и подпят­ ников.

Надежное крепление деталей неподвижной системы достигается при псм = 700 кгс/см2; F — площадь торца ступицы статора или подпятника. Для определения F необходимо знать внешний и внут­ ренний диаметр поверхности трения (рис. 50).

279

залегания нефтяных и газовых пластов, давления в них, характера разбуриваемых пород, наличия осложнений при бурении скважины, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.

Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать изоляцию продуктивных горизонтов, минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения, достижение необходимого режима эксплуатации, максимальное использование пластовой энер­ гии для транспорта добываемых нефти и газа, доведение скважины до проектной глубины.

При бурении скважин на нефть и газ их стволы должны быть закреплены обсадными колоннами. В настоящее время используется пять типов обсадных колонн.

1. Направление — для крепления стенок скважины от устья до верхней границы пластов, имеющих прочность, достаточную для предотвращения их обрушения, если верхние слои почвы пред­ ставлены рыхлыми породами. Глубина спуска 3—5 м.

2. Кондуктор — для изоляции верхних водоносных горизонтов с целью предотвращения загрязнения источников пресной воды и для изоляции верхних газоносных горизонтов с целью предотвра­ щения возможности перетоков газа из нижних высоконапорных газовых горизонтов вверх. Глубина спуска 150—400 м. Если не обе­ спечивается достаточная герметизация резьбовых соединений обсад­ ных колонн, то в газовых скважинах башмак кондуктора рекомен­ дуется устанавливать в плотных малопроницаемых породах. Проч­ ность пород, залегающих ниже башмака кондуктора, должна пре­ вышать разрывное усилие, оказываемое на них давлением газа, вскрытого в нижележащих горизонтах. Исходя из сказанного, ориентировочно глубину установки кондуктора можно определить

281

кондуктора) Кондуктор служит также основанием для оборудования устья скважины.

3. Промежуточная колонна — для перекрытия минерализован­ ных вод, загрязняющих глинистый раствор, зон поглощений или сильных газопроявлений, возникающих при незначительных коле­ баниях плотности глинистого раствора, зон обвалообразований, мощных отложений соли, зон осложнений, требующих применения промывочных жидкостей, резко отличающихся своими параметрами.

Когда осложнения наблюдаются в двух различных горизонтах после спуска кондуктора или при аварии с промежуточной колонной, спускают две промежуточные колонны. Глубина спуска промежу­ точных колонн 1800—5000 м. Если промежуточная колонна перекры­ вает газоносные горизонты, то башмак ее должен быть достаточно удален от подошвы пласта.

4'. Эксплуатационная колонна — для извлечения нефти или газа, а также для оценки продуктивности скважины, когда стенки ее неустойчивы и не позволяют спустить испытатель пластов. Глубина спуска соответствует глубине залегания самого нижнего продуктив­ ного горизонта.

5. Хвостовик представляет собой укороченную обсадную ко­ лонну, верхний конец которой не менее чем на 30 м входит в преды­ дущую колонну. Хвостовик подвешивается на промежуточной ко­ лонне или герметично присоединяется к ней.

Конструкцию скважины начинают выбирать с диаметра эксплуа­ тационной колонны. При этом необходимо помнить, что увеличение диаметра скважины увеличивает стоимость ее бурения и заканчивания, что должно компенсироваться ожидаемым экономическим эффектом.

Диаметр эксплуатационной колонны долженобеспечить перевод скважины с фонтанной добычи на насосную, а также размещение оборудования для одновременной эксплуатации нескольких гори­ зонтов.

Решающим фактором при выборе диаметра эксплуатационной колонны для газовых месторождений является экономический эффект. Для нефтяных скважин всегда следует ориентироваться на мини­ мально возможный диаметр. Рекомендуемые диаметры эксплуата­ ционных колонн 114—168 мм; для газовых скважин они могут быть

ибольше.

После выбора диаметра эксплуатационной колонны решается

вопрос о необходимости спуска промежуточной колонны (на основа­ нии геологического разреза и возможностей преодоления осложне­ ний). Если одной промежуточной колонны недостаточно, решается вопрос о числе и глубине их спуска.

Для перекрытия пластов верхнего интервала в скважину спу­ скают кондуктор на определенную глубину. Если верхние слои пород устойчивые, в них нет водоносных или поглощающих зон, кондуктор можно не спускать или спускать без цементирования, а потом извлечь.

282