Пояснительная записка.. Курсовой проект по дисциплине Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин
 Скачать 160.22 Kb.
|
3 Расчет конструкции бурильных колоннИсходные данные
3.1 Расчет УБТ Расчет производится в соответствии с разделом 5 (2. с.66). Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней компоновки УБТ. Согласно п. 6.5 (2, с.46) для неосложненных условий бурения выбираем по таблице 3 (2, с.46) для 1-й ступени УБТС.2 с наружным диаметром DУБТ=120мм. По п.6.6 (2, с.46) эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблице (1.2, с.31) необходимо принять 102 мм. Существует плавный переход DУБТ и DБК  Данное соотношение выполняется. Принимаем DУБТ=120мм. Длина основного УБТ находится исходя из нагрузки на долото, осуществляемого весом УБТ, увеличенного на 0,25.   3.2 Расчет конструкции бурильной трубы Будем использовать трубы типа ТБВ (ГОСТ 631-75, тип 1) диаметром 102 мм с толщинами стенок 8,9,10 групп прочности Д,К,Е,Л. В соответствии с п 7.6 (2, с.68) сформируем последовательность труб. Начинаем перебор последовательности с бурильной трубы под порядковым номером 1 (БТ №1). Производим проверку соответствия этой БТ требованиям п. 7.8. (2, с.45) Устанавливаем следующее: - наружный диаметр соответствует зафиксированным в п.7.7 (2, с.44) значениям; - наружный диаметр замкового соединения (133мм) не ограничивает применение данной трубы; - БТ №1 не соответствует условиям по п.3.36 (2, с.29) для компоновки 1-ой секции (над УБТ) КБТ. Из представленной последовательности условиям п. 3.36 соответствует только БТ №9, которая удовлетворяет также требованиям п.7.8., предварительным к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения. Проверяем бурильную трубу №9 на соответствие расчетных запасов прочности по усталости нормативным значениям по следующим формулам: Таблица 3.1 – Последовательность труб
Примечания: 1. Ограничения на длину (250м) существует только для комплекта №9 ТБВ. Эти трубы вводятся в колонну в соответствии с рекомендациями.Минимально допустимую длину секции принимаем равной 500м. Длина полуволны при вращении колонны:  Длина полуволны в нейтральном сечении:  Стрела прогиба бурильной колонны:  Радиус кривизны бурильной колонны  Крутящий изгибающий момент  Изгибающее напряжение в теле трубы  Амплитуда переменного напряжения  Коэффициент запаса прочности на выносливость  Что больше нормативного значения n=1,50 Предельное (соответствует пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление рассчитываем по формуле  Проверяем условие прочности  Таким образом, бурильная труба №9 удовлетворяет всем требованиям п.7.8. /2, с. 45/. В связи с тем, что длина секции бурильных труб №9 задана и равна 250м, проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по формулам: Растягивающая нагрузка   Крутящий момент  где  =974 кгс/мм2- коэффициент пересчетаN- число оборотов вращения N=Nв.к+Nв.дол      -переводной коэффициент с=6,9 для средних пород Касательное напряжение      Для компоновки 2-й секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба соответствует условиям: - по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения; - по избыточному внутреннему давлению. По формулам соответственно получаем:  Проверяем условие прочности  Заметим, что труба №1 имеет наименьшее допускаемое внутреннее избыточное давление из двух труб, представленных для проектирования. В связи с тем, что это допускаемое давление выше действующего давления и, кроме того, все остальные трубы соотвутсвуют по диаметру тела и замкового соединения необходимым условием, в дальнейшем расчете по п.7.8. остается проверять трубы только на сопротивление усталости. Длина полуволны при вращении колонны:  Длина полуволны в нейтральном сечении:  Длина полуволн для секций    Стрела прогиба бурильной колонны: Радиус кривизны бурильной колонны  Крутящий изгибающий момент  Изгибающее напряжение в теле трубы  Амплитуда переменного напряжения  Коэффициент запаса прочности на выносливость  Что больше нормативного значения n=1,50 Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:    Общая длина скомпонованной части БК равна  Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (секция 3-ая) рассмотрим БТ №3. Использование №2 нецелесообразно, поскольку до полного завершения компоновки БК еще далеко и применение трубы из стали группы прочности К, незначительно отличающийся по стоимости и величине предела текучести от трубы стали группы прочности Е, неоправданно увеличит число секций. Длина полуволны при вращении колонны:  Длина полуволны в нейтральном сечении:  Длина полуволн для секций   Стрела прогиба бурильной колонны: Радиус кривизны бурильной колонны  Крутящий изгибающий момент  Изгибающее напряжение в теле трубы  Амплитуда переменного напряжения   Коэффициент запаса прочности на выносливость      Что больше нормативного значения n=1,50 Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:   Общая длина скомпонованной части БК равна  Для дальнейшей компоновки (4ая секция) рассмотрим №4. Отметим следующее. При последовательном использовании труб (δ=const) по группам прочности допустимые длины секций уменьшаются. При этом может оказаться, что очередная секция будет иметь длину, меньшую минимально допустимой, которая в настоящее время принята равной 500м. По указанным причинам далее сначала будем рассчитывать наибольшую допустимую длину секции из предполагаемых труб. Если эта длина окажется не меньше минимально допустимой, будем принимать секцию из таких труб для компоновки и проверять на сопротивление усталости. Наибольшую допустимую длину 4-й секции определяем по формуле    что больше минимально допустимой длины секции. Условия сопротивления усталости БТ №4 определяем по следующим формулам: Длина полуволны при вращении колонны:  Длина полуволны в нейтральном сечении: Длина полуволн для секций   Стрела прогиба бурильной колонны: Радиус кривизны бурильной колонны  Крутящий изгибающий момент  Изгибающее напряжение в теле трубы  Амплитуда переменного напряжения   Коэффициент запаса прочности на выносливость     Что больше нормативного значения n=1,50 Общая длина скомпонованной части БК равна  Наибольшую допустимую длину 5-й секции определяем по формуле    что больше минимально допустимой длины секции. Условия сопротивления усталости БТ №5 определяем по следующим формулам: Длина полуволны при вращении колонны:  Длина полуволны в нейтральном сечении:  Длина полуволн для секций   Стрела прогиба бурильной колонны: Радиус кривизны бурильной колонны  Крутящий изгибающий момент  Изгибающее напряжение в теле трубы  Амплитуда переменного напряжения   Коэффициент запаса прочности на выносливость     Что больше нормативного значения n=1,50 Общая длина скомпонованной части БК равна  Таким образом, в результате проведенного проектировочного расчета бурильная колонна скомпонована полностью. Таблица 3.2- Конструкция бурильной колонны (секция указана снизу - вверх)
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||