Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 1571
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
Основные параметры лопастных долот
Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
Основная характеристика установок эксплуатационного и
Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
Основные параметры буровых насосов
Техническая характеристика роторов
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
Основные технические характеристики превенторов
Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
; (5.16)
ω = 2πn – угловая скорость вращения бурильной колонны; n – частота вращения, с-1;
q– вес 1 м труб, кН/м.
Допускаемый изгибающий момент в кН·м.
[Mиз]=Mпр/kз, (5.17)
где Mпр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; kз = 1,4 – коэффициент запаса прочности.
По формулам (5.13) и (5.14) можно также вычислить допускаемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения iθ иf, зная мощность, затрачиваемую на вращение колонны.
В табл. 5.18 приведены значения Mкр, установленные по данным стендовых испытаний ВНИИБТ.
Таблица 5.18
Значения Mкр (в кН·м)
Пример 5.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТС2 с dубт = 178 мм, dв = 80 мм для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = 215,9 мм, если Рд = 200 кН; ρб.р = 1100 кг/м3; n = 1 c-1.
Р е ш е н и е. Длину одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (5.5), приняв k = 1,15; из табл.5.14, k1=0,860; из табл.5.10 - q = 1,53 кН/м,
ℓубт =
м.
Из табл. 5.15 кН, а из табл. 5.14 k2 = 0,904, тогда по формуле (5.6) без учета перепада давления ро
Ркр = 1,90 · 0,904 · 28,53 = 49,0 кН.
Поскольку dу < 203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 5.16 при D = 215,9 мм следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними
а = 33 м (см. табл. 5.17). Число опор по формуле (5.12) при ℓо = 0, nп.о = 175/33 – 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбовых соединений вычислим ω = 2·3,14·1 = 6,3 с-1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 5.15 значения EI= 9920 кН·м2
и q = 1,53 кН/м в выражение (5.16):
ℓп =
м.
Стрела прогиба по формуле (5.15)
f = (1,05 · 0,2159 – 0,178)/2 = 0,024 м.
Изгибающий момент по формуле (5.13)
Mиз = 3,142 · 9920 · 0,024/2 ·202 = 2,94 кН.
Для УБТ с σт = 440 МПа (см. табл. 5.18) отношение Mпр/Mиз = 23,5/2,93 = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4.
Вывод: УБТ с σт = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.
5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по табл. 5.13.
При роторном бурении рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а затем – на статическую прочность. Расчет на выносливость делается в следующей последовательности:
I. Рассчитываем переменные напряжения изгиба ( в Па)
а =
, Па (5.18)
где E – модуль упругости материала бурильных труб, для стали E = 2·1011 Па, для алюминиевых сплавовE = 8·1010 Па; I – осевой момент инерции сечения по телу трубы, м4;
I=
;
D и d – наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f – стрела прогиба,
f =
, м; Dcкв – диаметр скважины, Dc = 1,1 Dд, м; Dд – диаметр долота, м; Dз – диаметр замка, м; L - длина полуволны, м; Wиз. – осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (опасном сечении резьбы – по пояску или по сварному шву), м3,
Wиз.=
,м3 (5.19) где Dн.к – наружный диаметр высаженного конца, м; Dв.к. – внутренний диаметр высаженного конца, м.
Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ по формуле:
L=
,м (5.20)
где ω – угловая скорость вращения бурильных труб; m1 – масса 1 м труб, кг/м.
II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:
n=
, (5.21)
где (σ-1)D– предел выносливости материала труб, МПа (по табл. 5.19); β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.
Таблица 5.19
Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа
Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна
1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют растягивающие напряжения, возникающие в поперечном сечении тела трубы, Па:
,Па (5.22)
где k – коэффициент, k = 1,15; Qб.т – вес бурильных труб данной секции, Н; QУБТ – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρр, ρм – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; ро – перепад давления на долоте, Па; Fк – площадь сечения канала трубы, м
2; Fтр – площадь сечения трубы, м2.
2. Определяются касательные напряжения
(Па) для труб данной секции:
,Па (5.23)
где Mкр – крутящий момент, Н·м,
Mкр=
, (5.24)
где Nв – мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Nд – мощность на вращение долота, кВт; Wр– полярный момент сопротивления, м3,
Wр = 0,2D3(1 -
, (5.25)
где D, d – наружный и внутренний диаметры труб, м.
Мощность на холостое вращение бурильной колонны определяется по формуле [8]
Nв = 13,5·10-7L ·
, (5.26)
где L – длина колонны, м; dн – нарушенный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения, об/мин;
р – плотность бурового раствора, кг/м3.
Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле
Nд = С · 10-7,7 · n · D
, (5.27) где С – коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород С = 2,6; для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85; Dд – диаметр долота, м; Рд – осевая нагрузка, Н.
3. Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:
n1 =
, (5.28)
где σт – предел текучести материала бурильных труб, МПа.
Допустимые значения: n = 1,4 для вертикальных скважин в нормальных условиях; n= 1,45 – при бурении в осложненных условиях.
Если величина n не отвечает требованиям, то изменяют длину секции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выполнить аналогичный расчет. Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. 5.20.
Таблица 5.20
ω = 2πn – угловая скорость вращения бурильной колонны; n – частота вращения, с-1;
q– вес 1 м труб, кН/м.
Допускаемый изгибающий момент в кН·м.
[Mиз]=Mпр/kз, (5.17)
где Mпр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; kз = 1,4 – коэффициент запаса прочности.
По формулам (5.13) и (5.14) можно также вычислить допускаемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения iθ иf, зная мощность, затрачиваемую на вращение колонны.
В табл. 5.18 приведены значения Mкр, установленные по данным стендовых испытаний ВНИИБТ.
Таблица 5.18
Значения Mкр (в кН·м)
-
Предел текучести, σт, МПа
Диаметр УБТ, мм
1220
133
146
178
203
229
254
273
640
440
8,5
-
11,8
-
16,0
13,6
25,9
23,5
40,0
32,8
57,0
-
81,0
-
98,0
-
Пример 5.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТС2 с dубт = 178 мм, dв = 80 мм для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = 215,9 мм, если Рд = 200 кН; ρб.р = 1100 кг/м3; n = 1 c-1.
Р е ш е н и е. Длину одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (5.5), приняв k = 1,15; из табл.5.14, k1=0,860; из табл.5.10 - q = 1,53 кН/м,
ℓубт =
м.Из табл. 5.15 кН, а из табл. 5.14 k2 = 0,904, тогда по формуле (5.6) без учета перепада давления ро
Ркр = 1,90 · 0,904 · 28,53 = 49,0 кН.
Поскольку dу < 203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 5.16 при D = 215,9 мм следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними
а = 33 м (см. табл. 5.17). Число опор по формуле (5.12) при ℓо = 0, nп.о = 175/33 – 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбовых соединений вычислим ω = 2·3,14·1 = 6,3 с-1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 5.15 значения EI= 9920 кН·м2
и q = 1,53 кН/м в выражение (5.16):
ℓп =
м.Стрела прогиба по формуле (5.15)
f = (1,05 · 0,2159 – 0,178)/2 = 0,024 м.
Изгибающий момент по формуле (5.13)
Mиз = 3,142 · 9920 · 0,024/2 ·202 = 2,94 кН.
Для УБТ с σт = 440 МПа (см. табл. 5.18) отношение Mпр/Mиз = 23,5/2,93 = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4.
Вывод: УБТ с σт = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.
5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по табл. 5.13.
При роторном бурении рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а затем – на статическую прочность. Расчет на выносливость делается в следующей последовательности:
I. Рассчитываем переменные напряжения изгиба ( в Па)
а =
, Па (5.18) где E – модуль упругости материала бурильных труб, для стали E = 2·1011 Па, для алюминиевых сплавовE = 8·1010 Па; I – осевой момент инерции сечения по телу трубы, м4;
I=
;D и d – наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f – стрела прогиба,
f =
, м; Dcкв – диаметр скважины, Dc = 1,1 Dд, м; Dд – диаметр долота, м; Dз – диаметр замка, м; L - длина полуволны, м; Wиз. – осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (опасном сечении резьбы – по пояску или по сварному шву), м3,Wиз.=
,м3 (5.19) где Dн.к – наружный диаметр высаженного конца, м; Dв.к. – внутренний диаметр высаженного конца, м.Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ по формуле:
L=
,м (5.20)где ω – угловая скорость вращения бурильных труб; m1 – масса 1 м труб, кг/м.
II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:
n=
, (5.21) где (σ-1)D– предел выносливости материала труб, МПа (по табл. 5.19); β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.
Таблица 5.19
Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа
| Диаметр, мм | Трубы с резьбой треугольного профиля | Трубы со стабили-зирующими пояс-ками ТБВК | Трубы с приварен-ными зам-ками ТБВП | Легкосплав-ные буриль-ные трубы ЛБТ | ||||||
| Д | К | Е | Д | К | Е | Д | К | Д16Т | 1953, К-48 | |
| 73 89 102 114 127 140 147 | 75 75 - 70 - 70 - | 65 60 - 60 - 60 - | - - - 80 - 80 - | 140 - - 140 - - - | 140 120 110 110 100 100 - | 150 - 120 120 110 110 - | - - - 100 100 100 - | - - - 90 90 90 - | 50-56 - - 43-52 - - 36-46 | - - - - - - 40 |
Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна
1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют растягивающие напряжения, возникающие в поперечном сечении тела трубы, Па:
,Па (5.22)где k – коэффициент, k = 1,15; Qб.т – вес бурильных труб данной секции, Н; QУБТ – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρр, ρм – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; ро – перепад давления на долоте, Па; Fк – площадь сечения канала трубы, м
2; Fтр – площадь сечения трубы, м2.
2. Определяются касательные напряжения
(Па) для труб данной секции: ,Па (5.23)где Mкр – крутящий момент, Н·м,
Mкр=
, (5.24)где Nв – мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Nд – мощность на вращение долота, кВт; Wр– полярный момент сопротивления, м3,
Wр = 0,2D3(1 -
, (5.25)где D, d – наружный и внутренний диаметры труб, м.
Мощность на холостое вращение бурильной колонны определяется по формуле [8]
Nв = 13,5·10-7L ·
, (5.26)где L – длина колонны, м; dн – нарушенный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения, об/мин;
р – плотность бурового раствора, кг/м3.Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле
Nд = С · 10-7,7 · n · D
, (5.27) где С – коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород С = 2,6; для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85; Dд – диаметр долота, м; Рд – осевая нагрузка, Н.3. Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:
n1 =
, (5.28)где σт – предел текучести материала бурильных труб, МПа.
Допустимые значения: n = 1,4 для вертикальных скважин в нормальных условиях; n= 1,45 – при бурении в осложненных условиях.
Если величина n не отвечает требованиям, то изменяют длину секции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выполнить аналогичный расчет. Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. 5.20.
Таблица 5.20