Выбор конструкции бурильной колонны

Для бурения скважины №7 Могдиского лицензионного участка выбираем одноразмерную бурильную колонну, состоящую из труб типа ТБПВ d=127мм. толщиной стенки δ =8мм. Характеристика бурильных труб представлена в таблице № 19.

Таблица 19- Бурильные трубы.

5.3 Расчет бурильной колонны.

Расчет бурильной колонны сводится к расчету коэффициентов запаса прочности на:

а) выносливость бурильной колонны,

в) допускаемую глубину спуска бурильной колонны,

с) статическую прочность,

d) на допускаемую нагрузку при спуске бурильной колонны в клиновом захвате.

а)Расчет бурильной колонны на выносливость.

1. Расчет переменных напряжений изгиба:

(39)

где: E- модуль упругости материала бурильных труб, для стали E=2⋅ 10¹¹ Па, I- осевой момент инерции сечения по телу трубы, м⁴ EI= 1116кН∙ м², f-стрела прогиба,

f = (D_скв-D_з)/2, м (40)

f = (, 2159-, 017)/2=0, 023м,;

D_cкв-диаметр скважины, D_cкв=1, 1Dд, м; D_д-диаметр долота, м; D_з-диаметр замка, м; L-длина полу-волны, м; W_из-осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы по пояску или по сварному шву), м³,

(41)

D_н.к, d_в.к-наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.

Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ:

(42)

где ω - угловая скорость вращения бурильных труб, с^-1; m₁-масса 1 м

труб, кг/м.

2. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

(43)

где: -предел выносливости материала труб, Мпа ; β -коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β =0, 6 для стали марки Д, коэффициент запаса прочности на выносливость к=1, 9

2, 1 2, 1> 1, 9 чтодостаточно для нормальной работы бурильной колонны.

в) допускаемую глубину спуска бурильной колонны

Определяется допускаемая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала

(44)

где - допускаемая растягивающая нагрузка для трубу, МН

(45)

- предел текучести материала труб, МПа; - площадь сечения труб, м²; n₂- коэффициент запаса прочности, n₂=1, 3 для нормальных условий, n₂=1, 35 для осложненных условий; - предельная нагрузка, МН; к - коэффициент, к=1, 15; - вес 1 м бурильных труб, МН; - площадь сечения канала труб, м². Р_д и Р_т -перепад давлений на долоте и ВЗД соответственно.

L_доп> H_скв- следовательно данная колонна подходит для бурения скважины.

с)Расчет бурильной колонны на статическую прочность.

1. Задаются длиной бурильных труб и определяют напряжения, Па

(46)

где: k- коэффициент, k = 1, 15; Q_{б.т -}вес бурильных труб, Н; Q_УБТ-вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρ _р, ρ _м-плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; р₀-перепад давления на долоте, Па; F_к-площадь сечения канала трубы, м²; F_тр-площадь сечения трубы, м².

Длина бурильной колонны

.

Масса бурильной колонны

Масса УБТ

МПа

2. Определяются касательные напряжения (Па) для труб:

(47)

где: M_кр -крутящий момент, Н⋅ м,

(48)

N_в-мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; N_д-мощность на вращение долота, кВт; W_р-полярный момент сопротивления, м3,

(49)

D, d-наружный и внутренний диаметры труб, м.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле

(50)

где: L-длина колонны, м; d_н-наружный диаметр бурильных труб, м; n-частота вращения, об/мин; γ _р-удельный вес раствора, Н/м³.

Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

(51)

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; D_д-диаметр долота, м; Р_д-осевая нагрузка, Н.

3. Рассчитываем коэффициент запаса прочности при совместном

действии нормальных и касательных напряжений:

(52)

где: σ _т-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.

d) расчет допускаемой нагрузки при спуске бурильной колонны в клиновом захвате

Значение осевой растягивающей нагрузки, при которой напряжение в теле трубы, закрепленной в клиновом захвате, доходит до предела текучести, определяют по формуле:

(53)

где: F_тр – площадь сечения трубы, м²; – предел текучести материала трубы, МПа; – средний диаметр трубы, мм; – длина плашек клина, (400 мм); - угол уклона клина; - коэффициент трения =0, 2); ctg(a+j) = 2, 5, - коэффициент охвата трубы плашками (0, 9)

Вес колонны не должен превышать Q≤ [P]= , где n₄=1.3 коэффициент запаса прочности. Q=Q_БТ+Q_УБТ=470+156, 2=625, 2

625, 2≤ 749, 6=974, 5/1, 3

Условия прочности в клиновом захвате соблюдается.