Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

р2  4кр2 [доп]

, (6.5)

где σр - напряжения растяжения от собственного веса; τкр - напряжения кручения;

допт

^Кз - допустимое напряжение, где σт- предел текучести материала, σт= 380 МПа; Кз – коэффициент запаса, Кз = 1,5.

 _доп^т  380  253,3МПа.

Кз 1,5

Напряжения растяжения

Q

^_р  б.к.

F , (6.6)

где Qб.к. - вес бурильной колонны; F - площадь сечения бурильной трубы.

ж p  dвн²

Qб.к. [(qб.т.  L2  qубт  Lубт  Q1  Q2 ) (1 )] 

^{ст 4} , (6.7)

где qб.т.= 0,306 кН/м - приведенный вес 1 м труб с замками и высаженными концами; qубт=1,53 кН/м - вес 1 м УБТ; L2 - длина бурильных труб, м; Lубт - длина УБТ; Q1=0,7 кН - вес долота и других элементов колонны; Q2 =50 кН - усилие затяжки инструментов при подъеме; р =12500 кН/м2 - давление, развиваемое буровыми насосами, которое развивается в момент прихватов; dвн=0,108 м - внутренний диаметр трубы; γж=11,1 кН/м3, - γст.=78 кН/м3 - удельный вес бурового раствора и стали.

Длина УБТ определяется по следующей формуле:

1,15 Р_д 1,1568

  59,4

^ж

q_убт (1 ) 1,53(1 )

Lубт= ^ст м,

Так как длина одной УБТ – 6м, принимаем 60 м. где Рд - нагрузка на долото, Рд = 68 кН.

Длину бурильных труб определим, как разность наибольшей глубины скважины (Н=1880 м) и длины УБТ:

L2 = H- Lубт = 1880-60 = 1820 м.

Определим вес бурильной колонны по формуле:

11,1 125003,140,108²

Q_б.к. [(0,30618201,5359,4 0,7 50)(1 )]  714кН

78 4

Определим площадь сечения бурильной трубы: F ^ d_н² d_в²^ 0,127² 0,108² 3,510^3 м².

4 4

Напряжения растяжения определятся, подставив найденные значения в формулу (5.3):



---

_р  204МПа

.

Напряжения кручения

М _кр

_кр 

^W_rh , (6.8)

где Мкр - крутящий момент, кН*м; Wкр - осевой момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении, м3.

Мкр = 9540·N/n, Н*м, (6.9)

где N=Nх.в.+Nд , мощность, затраченная на вращение бурильной колонны, кВт; n - частота вращения бурильной колонны, об/мин.

Nх.в. =13,5·Lтр·d2·n1,5·Dскв·γж·10-8, кВт - мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны, где Lтр - длина бурильной колонны, м; d - диаметр бурильной трубы, м; Dскв=1,1·Dд - диаметр скважины, мм; γж - плотность бурового раствора, Н/м3.

Nд=Кг.п.·n·Dд0,4·Рд1,3·10-5, кВт - мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы, где Кг.п. - коэффициент горной породы; Dд - диаметр долота, м; Рд - нагрузка на долото, кН.

¹⁶  н3 (1 d^dв_н44 ), (6.10) d 

Wкр=

где dн и dв - наружный и внутренний диаметры бурильной трубы соответственно.

Принимается: Lтр=1824 м; Dд=0,2159 м; Рд = 68 кН; Кг.п.=2,3; γж=1110 кг/м3; n=75 об/мин; γж =10878 Н/м3.

Диаметр скважины определится:

Dскв=1,1·215,9= 237,49 м.

Мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны:

Nх.в. =13,5·1824·0,1272·751,5·0,2370,5 ·10878·10-8=13,66 кВт.

Мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы:

Nд=2,3 ·75·215,90,4·681,3·10-5= 3,56 кВт.

Мощность, затраченная на вращение бурильной колонны определится:

N= Nх.в.+ Nд= 13,66+3,56=17,22 кВт.

По формуле (5.6) определяется крутящий момент:

Мкр = 9540·17,22/75=2190,4 Н*м.

Осевой момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении:

0 ,127³ (1 00,,1271084₄ ) 1,96104 м3



Wкр=.

Найденные значения подставляются в формулу и определяются напряжения кручения:

 _кр 11,17 МПа.

П роверяется условие прочности с допустимым напряжением: 217,14²  411,17²  218,3 МПа [_доп]  253,3 МПа

Бурильная колонна условиям прочности удовлетворяет.

6.2.4 Расчет на допускаемую нагрузку в клиновом захвате

Осевая нагрузка, которой соответствуют напряжения, достигающие предела текучести определяется из выражения:

---

тS С 10³

G_кол  ,

4l ctg(кл ) (6.11)

где Gкол - предельная осевая растягивающая нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате; σт - предел текучести стали (принимается 380 МПа); S – площадь поперечного сечения тела трубы, м2; C – коэффициент охвата трубы клиньями; dср- средний диаметр трубы, м; α - угол наклона клиньев, град.; lк - рабочая длина клина, м; φ - угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.

Для расчета принимается: коэффициент охвата – С = 0,9; средний диаметр трубы - dср=0,127 м; величина ctg(αкл + φ) принимается равной 2,5; площадь поперечного сечения трубы - S =3,5·10-3 м2; длина клина - lк =0,4 м.

Исходные данные подставляются в формулу:

3803,510^3 0,910³

G_кол  1160,16 кН

1 

Расчет на допускаемую нагрузку в клиновом захвате должен удовлетворять следующему условию:

Gкол ≤ Pпр, где Pпр - предельные осевые растягивающие нагрузки в кН.

Таблица 6.4 - Предельные осевые растягивающие нагрузки в кН, в клиновом захвате для бурильных труб 127 мм по ГОСТ 50278 – 92 и стандарту АНИ для клиньев 400мм при коэффициенте охвата С =1.

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	Е/Е-75	Л/Х-95	М/G105	Р/S-135
127	8	960	1260	1598	1765	2270
	9,19	1180	1577	1999	2208	2840

Для данного случая Pпр = 1180 кН, что больше Gкол = 1160 кН. Условие выполняется, бурильная колонна условиям прочности удовлетворяет.

6.3 Выбор и расчет конструкции КНБК

---

Выделяют два основных типа компоновок – жесткие и отвесные. Жесткие компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах.

В конструкции компоновки должен быть жесткий наддолотный участок, составленный из утяжеленных бурильных труб (УБТ) максимального диаметра по отношению диаметра долота. Длина жесткой части определяется по таблице или монограмме.

Осевая нагрузка на долото должна создавать весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки. Для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо установить опорноцентрирующие элементы (центраторы).

Интервал бурения 0-150 м

Диаметр нижней (первой) секции УБТ dубт1 выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот:

Диаметр долота, мм ≤295,3 ≥295.3

Отношение dубт1/Dд 0.80-0.85 0.70-0.80

Для осложненных условий это соотношение уменьшается.

dб.т.  0,7

Проверяется отношение ^dубт1 ,если это отношение меньше 0,7, то колонна многоразмерная. Составляется последовательный ряд диаметров УБТ, при этом проверяется отношение между диаметрами бурильных труб и верхней

dб.т. dубт2

 0,7  0,8

d^убтв.с. d^убт1 . секцией УБТ , и отношение между секциями УБТ

Диаметр долота для данного интервала равен Dд= 508 мм.

Диаметр нижней секции УБТ: dубт=Dд·0,8 = 508·0,8 = 406,4 мм.

Принимается УБТС2-273: dубт 1= 273 мм с внутренним диаметром dубт.вн=100 мм.

Отношение бурильных труб к верхней секции УБТ: dб.т./dубт в.с ≥ 0,7

Диаметр верхней секции УБТ:

dубт в.с = dб.т./0,7=127/0,7=181,4 мм, принимается УБТС2-178.

Проверяем отношение верхней и нижней секций УБТ: dубт i+1/ dубт i≥ 0,8.

178 / 273 = 0,65< 0,8. Принимается трехразмерная конструкция УБТ. dубт 2= dубт 3 / 0,8 = 178 / 0,8 = 222,5 мм, принимается УБТС2 - 229. Общая длина УБТ:

1,15 Рд

l УБТ ,

1

[₁ q₁  (1₁)(q₂  q₃)]k₁ cos

ⁿc (6.12)

где Рд – осевая нагрузка на долото, кН; λ1 – коэффициент отношения длины первой секции УБТ к общей длине УБТ (для нормальных условий бурения λ1 = 0,7); q1,2,3 – вес 1 м секции УБТ,

б.р
80>

---

k₁ 1

^тр кН/м; - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора; θ – угол отклонения УБТ от вертикали.

k ₁ 1 0,86

Рд = 100 кН; γб.р.=1100 кг/м3; .

lУБТ  1,15100  47 м

[ 0,73,9(10,7)(2,681,53)]0,861

Принимается 16 труб УБТ по 6 метров, уточненная общая длина УБТ 96 м. Длина нижней 1-й секции УБТ определится: l1 1 lУБТ  0,747  32,9м 6 труб по 6 м.

Вес нижней секции определится:

Q1=q1·l1=3,9·36=140,4 кН.

Длины 2-й и 3-й секций равны и определяются по формуле:

lУБТ l1 47 36

l2  l3    5,5м

2 2

Учитывая фактическую длину 1 трубы равную 6 м, l1 и l2 принимаются по 6 метров каждая.

Вес 2-й и 3-й секций соответственно определятся: Q2=q2·l2=2,68·6=16,08 кН; Q3=q3·l3=1,53·6=9,18 кН.

Таблица 6.5 - Конструкция УБТ в интервале бурения 0-150 м

№ п/п	Шифр	Наружный диаметр мм.	Внутренни й диаметр, мм	Длина, м	Вес 1 м трубы кН/м	Вес секции, кН
1	УБТС2-273	273	100	36	3,9	140,4
2	УБТС2-229	229	90	6	2,68	16,08
3	УБТС2-178	178	80	6	1,53	9,18

Критическая нагрузка для трехразмерной колонны определяется по следующей формуле:

Р_кр  G_кр k ₁q₁ l₁  0,1p₀ S₀ ^, (6.13)

где Gкр= 0,34 - критическая нагрузка для трехразмерных колонн УБТ (безразмерная единица); k1 – коэффициент, учитывающий влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе; q1 = 3,9 – вес 1 м УБТ нижней секции, кН/м; l1= λ1·lубт = 0,7·47 = 32,9 м -

---