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: 1570

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

Таблица 3.1

Таблица 3.3

Таблица 4.1

Основная характеристика установок эксплуатационного и

Таблица 4.2

Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ

Таблица 4.3

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Таблица 4.6

Основные параметры буровых насосов

Таблица 4.9

Техническая характеристика роторов

Таблица 4.11

Таблица 4.12

Основные параметры вертлюгов

Таблица 4.13

Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок

Таблица 4.14

Основные технические характеристики превенторов

Таблица 5.1

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

Таблица 5.2

Таблица 5.3

примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 5.4


Геометрические характеристики буровых труб

Условный диаметр, мм

Тол-щина стен-ки,мм

Площадь попе-речного сечения, см2

Осевой момент инерции попереч-ного се-чения трубы, см4

Осевой момент сопротивления, см3

Приведенная масса 1 м трубы (в кг)

трубы

канала

гладкой части трубы

высажено-го конца в основной плоскости резьбы

6

8

11,5

Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками

60
73

89

102


114

127


140


168


7

9

7

9

11

7

9

11

7

8

9

10

7

8

9

10

11

7

8

9

10

8

9

10

11

9

10

11,7

14,5

14,5

18,0

21,4

18,0

22,6

26,9

20,8

23,5

26,2

28,8

23,6

26,7

29,8

32,8

35,7

26,4

29,9

33,4

36,8

33,1

36,9

40,7

44,5

45,0

49,7

16,8

14,0

27,3

23,7

20,4

44,2

39,6

35,2

60,3

57,5

54,9

52,3

79,0

75,9

72,8

69,8

66,9

100,2

96,7

93,3

89,9

120,1

116,3

112,5

108,8

177,8

172,6

42,3

49,1

79,9

94,4
152,7

183,2

209,1

234,0

259,5

283,3

305,4

341,0

379,5

415,7

449,7

481,6

476,6

531,8

584,1

633,5

720,3

792,8

861,9

927,6

92,0

99,8

14,0

16,3

21,8

25,8
34,3

41,2

47,0

46,1

51,1

55,8

60,1

59,7

66,4

72,7

78,7

84,3

75,0

83,7

92,0

99,8

103,1

113,5

123,4

132,8

170,3

185,9

16,0

17,2

26,9

30,8
45,8

54,1

56,0

62,1

68,0

73,1

77,3

92,7

100,0

106,2

111,5

113,8

119,2

129,4

138,4

146,2

169,0

181,5

192,6

206,8

138,4

146,2

10,8

12,9

14,3

17,1
17,5

21,1

24,3

21,8

23,9

25,7

27,6

24,2

26,7

29,0

31,4

33,5

26,6

29,3

32,0

34,6

35,1

38,0

40,0

43,9

46,0

49,6

10,4

12,5

13,6

16,4
16,7

20,3

23,5

20,5

23,0

24,4

26,4

22,9

25,3

27,6

30,0

32,2

25,2

27,9

30,6

33,3

32,9

35,8

38,8

41,8

43,4

47,1

10,0

12,2

12,9

15,7
16,0

19,5

22,8

19,3

21,4

23,2

25,2

21,6

24,0

26,4

28,7

31,0

23,9

26,6

29,3

32,0

30,9

33,8

36,8

39,8

41,1

44,7





Продолжение табл. 5.20

Условный диаметр, мм

Тол-щина стен-ки,мм

Площадь попе-речного сечения, см2

Осевой момент инерции попереч-ного се-чения трубы, см4

Осевой момент сопротивления, см3

Приведенная масса 1 м трубы (в кг)

трубы

канала

гладкой части трубы

высажено-го конца в основной плоскости резьбы

6

8

11,5

Бурильные трубы с приваренными по высаженной части бурильными замками

73
89
114
127


7

8

7

8

9

10

9

10

14,5

16,3

18,0

20,4

29,8

32,8

33,4

36,8

27,3

25,5

44,2

41,2

72,8

69,8

93,3

89,9

79,9

87,6

152,7

168,6

415,7

449,7

584,1

633,5

21,8

24,0

34,3

37,9

72,7

78,7

92,0

99,8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

13,8

15,1

16,7

18,9

27,5

29,8

31,5

43,0

13,0

14,4

15,9

18,2

26,2

28,5

29,8

32,4



Пример 5.4. Рассчитать на прочность бурильную колонну для роторного бурения и следующих условий: L = 3500 м; диаметр обсадной колонны в которой работают бурильные трубы – 244,5 мм; n = 180 об/мин, тогда

с-1;

Pд = 1,4 · 105 Н; Dд = 190,5 · 10-3 м; = 1300 кг/м3; м = 7850 кг/м3; ро = 7 · 106 Па;УБТ = 150м; QУБТ = 1,6 · 105 Н. Условия: осложненные; породы – средние.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.13 выбираем диаметр бурильных труб 127 мм. Принимаем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-127) группы прочности К и q = 29,3 кг/м.

2. Рассчитываем бурильные трубы на выносливость.

Для выбранного типа бурильных труб осевой момент инерции сечения трубы по табл. 5.20 составляет

I = 584,1 см4 или I = 584,1 · 10-8 м4, по табл. 5.2 m1 = 26,2 кг/м.

Тогда длина полуволны по формуле 5.20

L = м.

Если длина одной бурильной трубы по табл.5.20 составляет 11,5 м, то принимаем L = 11,5 м.

Стрела прогиба бурильной трубы:

f = м;

Осевой момент сопротивления находим по табл. 5.20

Wизг. = 138,4 см3 = 138,4 · 10-6 м;

Тогда по формуле (5.18) определяем переменные напряжения изгиба:

Па = 19,78 МПа.

Для данного материала бурильных труб (σ-1)D= 100 МПа. По формуле (5.21) находим:

n =

n  1,9, что допустимо.

3. Рассчитываем выбранный тип бурильных труб на статическую прочность.

Назначаем длину первой секции труб равную 2500 м.

Тогда Qб.т = 2500 · 293 = 732500 Н.

По формуле (5.22) с помощью таблицы 5.20:

Па = 276 МПа.

Мощность на вращение бурильной колонны по формуле (5.26):

Nв = 13,5 · 10-7 · 2500∙0,1272 · 1801,5 · 0,190,5 · 1300 = 74,49 кВт.

Мощность на вращение долота находим по формуле (5.27):

Nд = 2,3 · 10-7,7 · 180 ∙ 0,190,4 · (1,4 · 105)1,3 = 20,8 кВт.

Крутящий момент определяем по формуле (5.24):

Mкр = Н·м.

Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при кручении по формуле (5.25)

.

Находим касательные напряжения для труб данной секции по формуле (5.23):

Па = 26,6 МПа.

По табл. 5.8 предел текучести материала труб т = 490 МПа (для группы прочности стали К).

Коэффициент запаса прочности по формуле (5.28):

n1 =

что допустимо, т.к. 1,74 > 1,45.

Задаемся длиной труб второй секции той же группы прочности К, но с толщиной стенки 10 мм – 700 м.

Тогда

Qб.т = L2 · q2 + L1 · q1
;

где L2 - длина труб второй секции, L2 = 700 м; L1 - длина труб первой секции (считая снизу), м;

q2 и q1 – вес 1 м труб второй и первой секций соответственно (принимается по табл. 5.20.

Имеем

Qб.т = 700·320 + 2500·293 = 224000 + 732500 = 956500 Н;





Nд = 20,8 кВт;

Mкр= ;

Wр = 0,2 ·0,1273 м3;

Па = 30,75 МПа

Следовательно,

N1 = ,

что допустимо, т.к. 1,51 > 1,45.

Третью секцию бурильных труб предусматриваем диаметром 127 мм с толщиной стенки 10 мм, но группы прочности Е, чтобы достичь глубины спуска всей бурильной колонны 3500 м. В этом случае вес бурильной колонны (Н) составит:

Qб.т = L3 · q3 + L2 ·q2 + L1·q1,

где L3 – длина бурильных труб третьей секции. L3 = 3550 – 3200 = 300 м.

Тогда

Qб.т = 300·320 + 700·320 + 2500·293 = 96000+224000+732500 = 1052500 Н,


Таблица 5.21

Показатели

Номера секций снизу вверх

1

2

3

Толщина стенки трубы, мм

Группа прочности материала труб

Интервал расположения, м

Длина секции, м

Вес 1 м трубы, Н/м

Вес секции, МН

9

К
850-3350

2500

293

0,733

10

К
150-850

700

320

0,957

10

Е
0-150

300-150=150м*

320

1,053

* LУБТ = 150 м по условию примера.

Примечание. Общий вес бурильной колонны ( с учетом веса УБТ) 2,903 МН.



,


Nв = 13,5·10-7 ·3500·0,1272 ·1801,5 ·0,190,5 ·13000 = 104 кВт.

Nд = 20,8 кВт.

Mкр =

Wр = 0,2·10-3 м3 как и в предыдущем случае.



Следовательно,

N1 = , что допустимо, т.к. 1,59 > 1,45.

Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны сводим в табл. 5.21.
5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении
При турбинном бурении колонна бурильных труб неподвижна и воспринимает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления кверху от турбобура из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разгружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при турбинном бурении сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.

Расчет делается в следующей последовательности.

1. Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 5.9

2. Определяется допустимая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

(5.29)

где Qр – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

Qр= , (5.30)

т – предел текучести материала труб, МПа; Fтр – площадь сечения труб, м2;n – коэффициент запаса прочности, n = 1,3 для нормальных условий, n= 1,35 для осложненных условий; Qпр – предельная нагрузка, МН; k – коэффициент, k = 1,15; G – вес забойного двигателя, МН; Рт – перепад давления в турбобуре, МПа; qб.т – вес 1 м бурильных труб, МН; Fк – площадь сечения канала труб, м2.

Остальные обозначения те же, что и в формуле (5.22).