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 буровых труб
Продолжение табл. 5.20
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 МПаСледовательно, 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
 ,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). Значения Fтр, Fк, qб.т, т берутся из табл. 5.20. Общая длина колонны: L = ℓдоп + ℓУБТ, (5.31) где ℓУБТ – длина утяжеленных труб, м. 3. Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций. Длина каждой последующей секции определяется по формуле:  , (5.32)где Qpm, Qpm-1 – допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; qб.т.m – вес 1 м труб последующей секции, МН. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||