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

где / — возможная стрела прогиба бурильного замка в см

i 1,1-Од D3

1 = Й -(Д4- й4)’

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

I — длина полуволны, возникающей в нижней части колонны бу­ рильных труб от совместного действия центробежных сил и нагрузки на долото, равная

30

W = 133,3 см3 — осевой момент сопротивления высаженного конца

бурильной трубы в основной плоскости резьбы (см. табл. 9 при­ ложения).

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

W - —

32 ‘ D

где D и d — соответственно наружный и внутренний диаметры высаженного конца бурильной трубы в см.

Подставляя значения компонентов в приведенную выше формулу, получаем

Величину касательных напряжений в нижней части бурильных

в бурильных трубах, расположенных над УБТ. Значения осталь­ ных компонентов приведены выше.

У х. в = 18,8 • 10"5• 1,20 * 0,1272 • 75 • Ц 81-7= 9,5 кВт = 12,8 л. с.

N д = 31,9 л. с. — была определена выше.

N = 12,8 + 31,9 = 44,7 л. с.

Тогда

Подставляя аиз и т в формулу для определения ан, находим

о„ = V 2822 + 4 • 2952 = 652 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности в нижней части колонны равен

что достаточно.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ ТРУБ ЛБТ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ РОТОРНОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ

Задача 17. Скважину глубиной 6000 м бурят роторным способом бурильными трубами ЛБТ диаметром D = 144 мм. Толщина стенки труб ЛБТ 6 = 10 мм; удельный вес материала труб ум = 2,8 гс/см3;

31

удельный вес глинистого раствора уГл. р = 1,3гс/см3; скорость враще­ ния стола ротора пр = 40 об/мин; диаметр долота D a = 190 мм; длина УБТ /у = 150 м; вес 1 м труб УБТ qy = 97 кг; коэффициент запаса прочности труб по пределу текучести К = 1,25; осевая нагрузка на долото G = 10 тс.

Решение.

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

Определим коэффициент запаса прочности труб ЛБТ на устье

где от — предел текучести материала труб ЛБТ. Согласно данным табл. 14 приложения, нт = 3300 кгс/см2; — приведенные напря­ жения, возникающие в верхней части колонны труб ЛБТ при ро­ торном способе бурения,

огв = 1/а®.+ 4т2.

Здесь а0 — растягивающее напряжение, определяемое по формуле

[(г—iy) ?пр+гу?у]

Значения букв, входящих в формулу, те же, что и в предыдущей задаче: Ч = 6000 м; 1у = 150 м; qy = 97 кг; qnp = 10,7 кг — вес

1 м труб ЛБТ с учетом веса утолщенных концов и замка (см. табл. 13 приложения); угл р = 1,3 гс/см3; ум = 2,8 гс/см3; F = 32,6 см2 —

площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы ЛБТ (см. табл. 13 приложения).

При расчете труб ЛБТ необходимо учитывать потери веса колонны в жидкости.

Подставляя данные в формулу, получаем

Значения букв те же, что и в предыдущей задаче.

^ = ^ х. в+ ^ д;

/Vx_в= 18,8 • 10~5 • 1,3 -0Д142 -6000 •401>7= 10 кВт = 13,6 л. с.

1\Гд= 46,4-10-4/К7Т>дгар;

32

iVA= 46,4-10-*-0,3-10-19,0-40 = 10,6 л. с.;

iV== 13,6 + 10,6 = 23,2 л. с.

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

Следовательно,

т = 71 620 4 0 •15о .2 = 530 кгс/см2.

Тогда

(Ув— Y 12502 + 4 • 5302 = 1640 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности равен

<?6. к = (6000-150) 10,7 + 150-97 = 77150 кг = 77,15 т.

Расчет низа колонны труб ЛБТ на прочность при роторном способе бурения

Коэффициент запаса прочности труб ЛБТ в нижней части колонны определяют из выражения

Я = - ^ > 1 ,2 5 ,

где сгт — предел текучести материала труб ЛБТ; ан — рриведенные напряжения, возникающие в нижней части колонны труб ЛБТ

<*н = У <^3+ 4т2.

Значения букв, входящих в формулу, приведены в задаче 16.

°из — 2000 ;

_ 1.1Дд- А ,

/

D3 = 136 мм (см. табл. 13 приложения).

Здесь D — 11,4 см — наружный диаметр высаженного конца бу­ рильной трубы (см. табл. 13 приложения); d = 8,0 см — внутрен­ ний диаметр высаженного конца бурильной трубы (см. табл. 13 приложения).

Тогда

Величину касательных напряжений в нижней части труб ЛБТ определим по формуле

т = 71 620 —^ — К„.

N x. в = 18,8 •10~5■1,3 -0,1142 • 150 • 401*7 = 2,5 кВт = 3,38 л. с.

Nr—10,6 л. с.

N —3,38 + 1 0 , 6 1 4 л. с.

г = 71 620 40*156 2 = 320 кгс/см2.

ан= |/4 2 2 + 4 • 3202 = 640 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности труб ЛБТ в нижней части колонны равен

СТт 3300 = 5,16,

СГН 640

что достаточно.

П р и м е ч а н и е . При компоновке бурильной колонны в нижнюю часть ЛБТ должны быть включены утяжеленные бурильные трубы. Вес УБТ должен на 25% превышать осевую нагрузку на долото, заданную ГТН.

При бурении скважин разрешается устанавливать над УБТ стальные трубы. В этом случае общий вес УБТ и стальных труб должен на 25% превышать осе­ вую нагрузку на долото.

УПРОЩЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ РОТОРНОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ

Задача 18. Скважину глубиной Н = 3000 м бурят роторным спо­ собом с использованием бурильных труб с высаженными внутрь концами и навинченными замками диаметром D = 114 мм стали

34

группы прочности К с толщиной стенки 6 = 9 мм; длина 146-мм УБТ 1у — 150 м; осевая нагрузка на долото G = 10 тс; мощность, передаваемая ротору для вращения бурильных труб, N — 300 л. с.; скорость вращения стола ротора пр = 170 об/мин; скважина вер­ тикальная, бурение проводится в неосложненных условиях; удель­ ный вес глинистого раствора угл р = 1,25 гс/см3; удельный вес ма­ териала труб ум = 7,85 гс/см3; коэффициент запаса прочности труб принимаем равным К — 1,4.

Решение.

Упрощенный метод расчета верхней части колонны бурильных труб на прочность при роторном способе бурения

Определим коэффициент запаса прочности труб на устье

где пт — предел текучести материала труб. Для труб, изготовлен­ ных из стали группы прочности К, сгт = 5000 кгс/см2; ств — при - веденные напряжения, возникающие в верхней части колонны труб

°гв = 1/°р + 4т2.

Растягивающие напряжения на устье скважины приблизительно могут быть определены по формуле

„ __ 1л (Ум У г л . р )

Так как коэффициент запаса прочности принимается равным 1,4 без учета потерь веса колонны в жидкости, то угл р = 0, и формула имеет следующий вид:

•EiYm

10 ’

где Ь х — длина колонны бурильных труб от устья до места соедине­ ния с УБТ.

L± = L — Iу>

0Р = -----— = 2240 кгс/см2.

Касательные напряжения можно определить по формуле

N

т = 71 620- ПрТУкр Кл.

35

В данной формуле N = 300 л. с. — мощность, передаваемая ро­ тору для вращения бурильной колонны; ТУкр — полярный момент сопротивления гладкой части бурильных труб в см3.

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

П р и м е ч а н и е . В данной формуле коэффициент динамичности Kg = 1, так как мощность привода ротора должна быть всегда больше суммарной мощ­ ности, расходуемой на холостое вращение бурильных труб, и мощности, затрачи­ ваемой на преодоления сопротивлений при работе долота.

Тогда

Приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб, равны

ов = V 22402 + 4 • 8642 = 2830 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности равен

5000 = 1,78,

2830

что достаточно.

Вес колонны равен

Qo. к 1пд„р + lyQy

(?б. к = 2850-26,4+ 150.97 = 89790 к г^ 8 9 ,8 т.

Здесь qnp — 26,4 кг — приведенный вес 1 м бурильной трубы (см. табл. 9 приложения); qy = 97 кг — вес 1 м УБТ (см. табл. 10 приложения).

Упрощенный метод расчета низа колонны бурильных труб на прочность при роторном способе бурения

Коэффициент запаса прочности труб в нижней части колонны равен

где от — предел текучести материала труб. Для стали группы проч­ ности К, от = 5000 кгс/см2; он — приведенные напряжения, возни­ кающие в нижней части колонны бурильных труб и определяемые

36

Значения букв, входящих в формулу, приведены в задаче 16.

Для упрощения расчета касательные напряжения можно принять одинаковыми по длине всей колонны.

В нашем примере т = 864 кгс/см2, тогда

ан = /2 7 4 2 + 4 • 8б42= 1740 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности равен

Х= От 5000 = 2,88,

(Ун 1740

что достаточно.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ БУРЕНИИ С ПРОДУВКОЙ ВОЗДУХОМ (ГАЗОМ)

Задача 19. Рассчитать на прочность бурильную колонну для ро­ торного способа бурения с продувкой воздухом скважины глубиной

Н = 2000 м.

Данные для расчета: бурильные трубы типа ТБПВ диаметром D — 146 мм из стали группы прочности Д с толщиной стенки б = = 8 мм; длина 203-мм УБТ 1у — 100 м; диаметр долота Dn = 269 мм;

скорость вращения стола ротора пр — 118 об/мин; мощность, пере­ даваемая ротору для вращения бурильных труб, N = 250 л. с.

Решение.

37

Расчет верхней части колонны бурильных труб на прочность при бурении с продувкой воздухом (газом)

Коэффициент запаса прочности труб на устье скважины равен

где сгт — предел текучести материала труб. Для труб, изготовлен­ ных из стали группы прочности Д, сгт = 3800 кгс/см2; ов — приве­ денные напряжения, возникающие в верхней части колонны труб,

( ( I ^у) ?пр + J y 9 y ] ^ 1 •—

где уо — удельный вес воздуха (газа), так как уо очень малая вели­ чина по сравнению с удельным весом материала труб, то для практи­

Касательные напряжения определяются по формуле

N

т = 71 620 npWTp

Значения букв приведены в задаче 18.

N = 250 л. с., пр — 118 об/мин.

Тогда

т “ 716 2 0 I T T W - 670 кгс/см!-

Следовательно,

oB= y r22802 -{- 4 • 6702= 2640 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности труб равен

К — 3800■= 1 44

2640

что достаточно.

38

Вес колонны равен

39