книги из ГПНТБ / Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие

Следовательно, нижняя часть бурильной колонны с учетом длины труб УБТ равна 2535 м и может быть составлена из труб УБТ длиной 75 м, бурильных труб, изготовленных из стали группы прочности Д, с толщиной стенки 6 = 8 мм, длиной 2460 м, а верхняя часть — из труб стали группы прочности Д с толщиной стенки более 8 мм или из стали группы прочности К с толщиной стенки 8 мм. Принимая трубы стали группы прочности Д с толщиной стенки 6 = 9 мм, опре­

делим длину второй верхней секции колонны по формуле

Qр1 — растягивающая нагрузка для труб второй секции, при которой

напряжение в теле трубы достигает предела текучести. Согласно данным табл. 9 приложения, ЭД1 = 145 тс; — приведенный вес

1 м бурильной трубы типа ТБПВ диаметром 146 мм с толщиной стенки 9 мм. Согласно данным табл. 9 приложения gf/p = 34,5 кгс.

Принимая член (1 — 'Угл- ^ ) = 1 и подставляя данные в формулу

\Ym /

для определения 1и , находим

Общая длина колонны равна

I = Д0П+ 1и = 2535 + 345 = 2880 ,ц.

Проектная глубина бурения 3100 м, а суммарная длина первой и вто - рой секций труб с толщиной стенки 8 и 9 мм равна 2880 м, поэтом у определим длину третьей секции труб с толщиной стенки 10 мм .

секции с толщиной .стенки 10 мм, согласно данным табл. 9 приложе­ ния.

20

Принимая член (1 — 1?гл~р ) = 1 и подставляя данные в формулу для

\Тм /

определения /ш , получаем

Общая длина колонны равна

I = 2535 + 345 + 295 = 3175 м.

Принимаем 1т = 220 м.

Определим вес колонны с учетом веса УБТ и турбобура

(?б. к — (^ДОП ^у) ?п р "Ь ^ ц 9 п р + ^ ш й р 1 + 1уЧу Ят

П р и м е ч а н и е . Для двухразмерной колонны, состоящей в верхней части из труб большего размера, длина нижней первой ступени определяется по формуле

где 1'к — разность площадей проходных сечений труб верхней и нижней ступени в см2.

Для трехразмерной колонны длина третьей ступени равна

где — разность площадей проходных сечений труб третьей и второй ступени. Остальные значения букв, входящих в формулы, приведены выше.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ ТРУБ ЛБТ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ ТУРБИННОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ

Задача 14. Рассчитать трубы ЛБТ на прочность для турбинного способа бурения скважины глубиной Н = 5100 м.

Данные для расчета: бурильные трубы типа ЛБТ диаметром D — = 114 мм с толщиной стенки б = 10 мм; вес турбобура ТС4-65/ 8*

21

Qр — растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести. Согласно данным табл. 13 при­ ложения, Qp = 107 тс; К — коэффициент запаса прочности по пре­ делу текучести для растягивающих нагрузок, равный 1,25.

Тогда

При расчете колонны ЛБТ на прочность учитываются их потерн

<?б. к = (5100 - 100) 10,7 + 100 • 97 + 1920 = 65 120 кг = 65,12 т.

П р и м е ч а н и е . При использовании ЛБТ применяется оснастка тале­ вой системы 3 X 4 , скорость спуска бурильной колонны значительно возрастает. В этом случае возможно, что интенсивность заполнения колонны промывочной жидкостью окажется недостаточной. Поэтому во избежание смятия ЛБТ в про­ цессе спуска бурильной колонны рекомендуется устанавливать один пли не­ сколько перепускных клапанов.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ БУРЕНИИ ЭЛЕКТРОБУРОМ

Задача 15. Рассчитать на прочность бурильную колонну для буре­ ния скважины глубиной Н = 2200 м электробуром Э250/8.

22

Данные для расчета: бурильные трубы ЭБШ диаметром 140 мм стали группы прочности Д с толщиной стенки 6 = 9 мм; вес электро­

бура дЭл = 3500 кг; диаметр долота D A = 295 мм; перепад давле­ ния в электробуре и долоте р 0 = 10 кгс/см2 (с достаточной точностью

для практических расчетов перепад давления в электробуре и долоте

<?1 ==Д _ ф 2_ й2) (Тт;

D u d — соответственно наружный и внутренний диаметры буриль­ ных труб в см; ит — предел текучести материала труб. Для стали группы прочности Д от = 3800 кгс/см2. Тогда

0 i = .M i (14,02 - 12,22) 3800 = 119 000 кгс.

К — коэффициент запаса прочности принимается равным 1,3 для нормальных и 1,4 для осложненных условий бурения (К принят по отношению к пределу текучести материала труб без учета потерь веса колонны в жидкости).

Принимая К — 1,3, получаем

0 ion = ii||2 O = 91 540 кгс.

F0 — площадь поперечного сечения канала гладкой части бурильной трубы

F0= -J (d2- d*) = M i (12,22- 4,52) = 102 cm2;

— вес 1 м трубы с учетом веса высаженных концов и веса замка

Здесь q — вес 1 м гладкой трубы ЭБШ-140. Согласно данным табл. 23 приложения, q — 29,3 кг; I — длина одной трубы ЭБШ-140. Согласно

23

данным табл. 23 приложения, I = 12,5 м; qR— увеличение веса трубы вследствие высадки двух концов. Согласно данным табл. 23 приложения, qB= 6,5 кг; q3 — вес одного замка ЭБШ, равный

56 кг.

Принимая член (1 — —— р- \ = 1 и подставляя значения компоне-

\Ум /

тов в формулу для определения Доп, находим

91 540-[150 (192 + 3,8)+ 3500] 1 -1 0 -1 0 2

150 = 1660 м.

(34,2 + 3,8)1

Нижняя часть бурильной колонны длиной 1660 м с учетом 150 м УБТ будет составлена из труб ЭБШ-140 стали группы прочности Д

напряжение в теле трубы достигает предела текучести,

Q" = ± {D * -cP)eT,

здесь d — внутренний диаметр бурильных труб с толщиной стенки 11 мм, равный 119 мм.

qu = ЗД4 (14>0а — 11,82) 3800 = 170 000 кгс .

24

Принимаем / — 540 м.

Вес колонны с учетом УБТ, электробура и кабеля составляет

Q g. к = (/доп 1у) (</пр + Як) “Ь / ц (^п р ~Т Як) ~Ь /у {Я у “Ь Як) Яэл-

Q6 к = (1660 -1 5 0 ) (34,2 + 3,8) + 540 (40,4 + 3,8) + + 150 (192 + 3,8) + 3500 = ИЗ 900 кг = 113,9 т.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ РОТОРНОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ

Задача 16. Рассчитать на прочность бурильную колонну для ро­ торного способа бурения скважины глубиной Н = 3500 м.

Данные для расчета: бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками диаметром D = 127 мм, с толщи­ ной стенки 6 = 9 мм; осевая нагрузка на долото G = 8 тс (если не из­

вестна точная осевая нагрузка на долото, то условно для расчета можно взять максимально допустимую осевую нагрузку на долото данного размера из табл. 3 приложения); бурение ведется долотом D д = 243 мм; скорость вращения стола ротора пр = 118 об/мин (для расчета необходимо принимать максимальное число оборотов стола ротора при наивысшей скорости); удельный вес буровой жидко­ сти угл = 1,20 г/см3; удельный вес материала труб ум = 7,85 гс/см3. Скважина вертикальная. Бурение ведется в неосложненных усло­ виях, запас прочности относительно статической нагрузки для ро­ торного способа бурения принимается К = 1,4 предела текучести (коэффициент запаса прочности указан без учета потерь веса труб в жидкости).

Решение. Расчет колонны бурильных труб на прочность при ро­ торном способе бурения сводится к определению коэффициента за­ паса прочности на устье скважины и определению коэффициента запаса прочности в нижней части колонны.

Расчет верхней части колонны бурильных труб на прочность при роторном способе бурения

Коэффициент запаса прочности на устье скважины определяется по формуле

£ = - ^ 1 , 4 ,

иВ

где ат — предел текучести материала труб; ав — приведенные на­ пряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб при роторном способе бурения,

aB= V ° l Jr 4т2.

25

Здесь 0р — растягивающее напряжение, определяемое по формуле

где G — осевая нагрузка на долото в кгс; К — коэффициент, учиты­ вающий превышение веса утяжеленных труб над нагрузкой на до­

156 ( i - Ш )

\7,85 /

Значения компонентов, входящих в формулу, приведены в задаче 13.

F — площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы. Согласно данным табл. 9 приложения, F = 33,4 см2.

П р и м е ч а н и е . Величину F можно также определить по формуле

F = ^ ( D 2- d 2),

где D и d — соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных труб в см.

Принимая член (1 — 1ГЛ- р. \ = 1, т. е. без учета потерь веса колонны

VУм /

вжидкости, и подставляя все значения в формулу для определения

ор, получаем

Определим касательные напряжения на устье скважины по формуле

N

т = 71 620 гер^кр к а>

26

где N — мощность, затрачиваемая на вращение колонны, в л. с.

Л'х. в = 18,8 • 10-5.1,20.0Д272•3500 • Ц81-7 = 42,4 кВт = 57,4 л. с.

ЛГ„ — мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений при работе долота. С достаточной точностью для практических расчетов АД можно определить по формуле

N a= 46,4 •10"4•KGDanp,

где К — коэффициент. Для изношенного шарошечного долота К = = 0,2 — 0,3; для нового долота К = 0,1 — 0,2; G — осевая нагруз­ ка на долото в тс; Ол — диаметр долота в см; пр — скорость вращения стола ротора в об/мин. Подставляя данные, находим

/Уд = 46Д* 10"4- 0,3 -8 *24,3 • 1181>7 = 31,9 л. с.

Тогда

/У = 57,4 + 31,9 = 89,3 л. с.

11 р и м е ч а н и е. Величину Лгд для некоторых размеров долот можно также ориентировочно определить по данным табл. 15 п рилож ен ия.

WKp — полярный момент сопротивления гладкой части бурильных труб в см3

я (Z)4—№)

Гао

где D и d — соответственно наружный и внутренний диаметры б у - рильных труб в см.

К я — коэффициент динамичности, равный 1,5—2.

Подставляя значения в формулу, определяем касательные напря­ жения

27

Найдем приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб

сгв = j/cTp + 4т2= ] / 33602 + 4 • 5892 = 3560 кгс/см2.

Принимая трубы из стали группы прочности Д (сгт = 3800 кгс/см2), определяем коэффициент запаса прочности на устье

что недостаточно, поэтому поставим на устье трубы из стали группы

Учитывая, что в нижней части бурильной колонны статические напряжения (сгр и т) уменьшаются, можно использовать в нижней части трубы из стали с меньшим пределом текучести. Поэтому ниж­ нюю часть колонны длиной 2000 м (ориентировочно для расчета

можно принимать большую половину колонны) составим из труб диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм стали группы прочности Д, и определим коэффициент запаса прочности для нижней секции по формуле

Величину касательных напряжений определим из приведенной выше формулы для колонны длиной 2000 м.

N x_в = 18,8 •10~5•1,20 -0,1272* 2000 • 1181»7 = 26,1 квт = 35,4 л. с.

У = УХВ + УД= 35,4+ 31,9 = 67,3 л. с.

' т = 71 620—1Ц — 2 = 444 кгс/см2.

118•184

Подставляя численные значения компонентов в формулу для опре­ деления коэффициента запаса прочности колонны длиной 2000 м,

находим

что достаточно.

П р и м е ч а н и е . Если К < /1,4, необходимо уменьшить длину нижней секции, а если К + 1,4, следует увеличить длину нижней секции (методом под­ бора длины).

28

На основании приведенных выше расчетов предполагаемая ко­ лонна бурильных труб будет составлена: верхняя часть длиной 1500 м из труб диаметром 127 мм стали группы прочности К с толщиной стенки 9 мм; нижняя — длиной 2000 м из труб диаметром 127 мм стали группы прочности Д с толщиной стенки 9 мм.

Общий вес колонны равен

прочности для нижней секции определяется аналогично одноразмерной колонне, а для верхней секции — из выражения

где Zj — длина нижней секции в м; 1п — длина верхней секции в м; дЬр — вес

Расчет низа бурильной колонны на прочность при роторном способе бурения

Определим коэффициент запаса прочности в нижней части ко­ лонны

где сгт — предел текучести материала труб; ан — приведенные на­ пряжения, возникающие в нижней части колонны труб,

- / К-.Ж + а „з )2 - 1- 4 т 2,

осж — нормальное напряжение сжатия в нижней части колонны бурильных труб, равное

_ G _

^СЖ р >

где G — осевая нагрузка на долото в кгс; F — площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы в см2.

В связи с наличием в нижней части колонны УБТ напряжение сжатия в бурильных трубах равно нулю, т. е. осж = 0, тогда

в н = 1 / о 2из + 4т2,

аиэ — изгибающее напряжение в резьбовом соединении нижней части колонны, равное

а . . - 2000^ .

29