Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

“УфимсКий государственНый нефтяНой

ТЕХНИЧЕСКий УНИВЕРСИТЕТ”

Филиал УГНТУ в г. Октябрьском

Кафедра разведки и разработки

нефтяных и газовых месторождений

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

к практическим занятиям

по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Уфа 2010

Учебно-методическое пособие предназначено для студентов дневной, вечерней, заочной форм обучения по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Составители:Агзамов Ф.А., проф., док. техн. наук

Акбулатов Т.О., доц., канд.техн. наук

Дихтярь Т.Д., доц., канд. техн. наук

Зарипов И.А., ст. преподаватель

Рецензент: Чуктуров Г.К., доц., канд. техн. наук

© Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2010

Важными вопросами при бурении скважин являются расчеты

1) бурильной колонны на прочность

2) наклонно-направленной скважины

3) цементирования скважины.

Ниже рассмотрены вышеуказанные расчеты в отдельности.

1. Расчет бурильной колонны на прочность.

1.1 Проверяется на статическую прочность верхняя часть бурильной колонны. Для этого определяется максимальное нормальное напряжение, возникающее в бурильных трубах у устья скважины:

, Мпа

где σ_р – нормальное напряжение сдвига;

L₁– длина колонны труб без ее нижней сжатойчасти;

ρ – плотность материала бурильных труб;

ρ_ж – плотность промывочной жидкости.

,

где L – длина всей бурильной колонны;

z – длина ее нижней сжатой части:

, м

где Р_д – осевая нагрузка на долото;

q – вес 1м бурильных труб, при Ø труб 127мм равна 260 Н.

1.2. Определяется касательное напряжение кручения, возникающее по всей длине колонны труб:

, МПа

где М_кр – наибольший крутящий момент;

W_кр – полярный момент сопротивлений труб:

, кН

где N – мощность, затрагиваемая на вращение бурильной колонны;

К_д – коэффициент динамичности, равный 2;

n – скорость вращения бурильной колонны:

, м³

где d_н = 127мм, d_в = 111мм.

1.3. Находятся приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб:

, МПа

где - полное нормальное напряжение растяжения;

τ_кр – напряжение кручения;

Для стали группы прочности Д ,

где К>1

1.4. Проверяется на статическую прочность нижняя часть бурильной колонны:

, МПа

где σ_сж – нормальное напряжение сжатия;

σ_изг – изгибающее напряжение для резьбового соединения:

, МПа

где I – эквивалентный момент инерции площади поперечного сечения трубы:

, м⁴

f – возможная стрела прогиба, м;

где D_д – диаметр долота, равный 215,9мм,

D_д – диаметр замка трубы, равный 160мм,

l – длина полуволны возникающая в нижней части колонны бурильных труб от совместного действия центробежных сил и нагрузки на долото:

, м

где ω – угловая скорость вращения колонны, с^-1;

z₁ = -z₁ – место колонны, где определяется длина полуволны, м;

q₂ – масса 10мм трубы

W^/_кр – экваториальный момент сопротивления высаженного конца трубы:

, м

где d_нвк – наружный диаметр высаженного конца трубы, м;

d_ввк – внутренний диаметр высаженного конца трубы, для труб, м Ø127мм, равный 85мм.

1.5 Напряжение возникающее в нижней части бурильных труб расчитывается:

, МПа

где σ_з – максимальное нормальное напряжение у забоя:

.

Определяется коэффициент безопасности для нормальной работы бурильных труб: