РГП Методичка Калинин А.Г. Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007
 Скачать 2.67 Mb.
|
|
Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
 Рис. 5.1. Зависимость критической нагрузки от длины секции УБТ. По заданным значениям  и  определяют k, а следовательноРкр = kq1ℓубт (см. рис. 5.2). Для одноразмерной колонны УБТ Ркр может быть также вычислена по формуле (5.7). При этом величину Fкр получают из рис.5.1 для λ1 = 1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для λ1 = 0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).  Рис. 5.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ: а – 146 × 178 × 203 мм, б – 178 × 203 × 229 мм. Если dу нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Рд > Ркр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.). В табл. 5.16 приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор а и диаметры УБТ dубт (мм), на которые они устанавливаются, в зависимости от диаметра долота D. Таблица 5.16
Число опор на длине УБТ определяется по формуле: nп.о= (ℓi - ℓ0)/а – 1, (5.12) где ℓi – длина i-й секции УБТ, м; ℓо – длина компоновки для борьбы с искривлением (для i> 1 величина ℓ0 не учитывается. Таблица 5.17
В табл. 5.17 приведены рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами при различных n. Условия прочности соединений УБТ: Mиз=π2EIf/2ℓ  ; (5.13)Mиз=EIiθ/57,3; (5.14) где Mиз - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м; f=(1,05D–dу)/2; (5.15) iθ – интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dу – диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; ℓп –длина полуволны, ℓп=  ; (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, м2; 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 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
