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
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
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;ℓУБТ = 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).