книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Коэффициент л3, вычисленный по формуле (3.84), дол­ жен быть равен или больше допустимого коэффициента за­ паса ng= 1,5.

В случае применения клинового захвата верхнюю трубу каждой выбранной секции бурильных труб проверяют на про­ чность:

где с —коэффициент охвата трубы клиньями. Для четырехклиновых захватов ПКР-У7, ПКР-Ш8 с = 0,7, для ПКР-560 с = = 0,9; Q —вес труб,, расположенных ниже рассматриваемого

сечения, Н; п зах — коэффициент запаса прочности. Для труб

с ог > 650 МПа; пзап = 1,15; Qmj —предельная нагрузка на бу­ рильные трубы в клиновом захвате при с — I, Н (табл. 3.12)

При отсутствии в табл. 3.12 необходимых данных QKJ! рас­

считывают по формуле:

(3.86)

i +A -_ МНг

231

где dcp - средний диаметр трубы, м; 1К— длина плашек клина, м; FTP— площадь поперечного сечения тела труб, м2;

ат— предел текучести материала, Па (табл. 3.9).

Типы замков для соединения бурильных труб между собой выбирают по справочнику. Для обеспечения прочности резь­ бовых соединений замки должны свинчиваться с крутящими моментами, приведенными в табл. 3.13

♦Эти данные относятся к замкам ЗШ К и ЗУК для труб ТБВК.

Пример проектирования бурильной колонны для роторного бурения

Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, распо­ ложенных над долотом. По формуле (3.52):

dyEnn= (0,65 ... 0,85)*0,2159= 0,140... 0,184м.

С учетом табл. 3.7 окончательно dyET0) = 0,178 м.

232

По табл. 3.7 согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dH — 0,127 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диа­

то наружные диаметры ступеней УБТ выбраны правильно. По табл. 3.8 находим тип УБТ: УБТС2-178 и УБТС2-146, из­

готовленные из стали «Л».

В формуле (3.55) примем коэффициент Л., = 0,7. Определим длину двухступенчатой УБТ для создания вы­

численной ранее необходимой осевой нагрузки Pg

Окончательно принимаем 1УБТ(П = 175 м, т.е. 7 свечей по 25 метров;

/у£г<2>= 50 м, т.е. 2 свечи.

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (3.57): ОЛвЛ

Q KHOC = 9Л 1(156-175+103-50)(1 - — ) = 234 кН.

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны по формуле (3.58):

1Кнбк ~ 175 + 50 = 225 м.

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК принимаем равной 300 м. С целью по­ вышения усталостной прочности составим его из труб со ста­ билизирующими поясками типа ТБВК-127х9Д (предел текуче­ сти сгх = 373 МПа).

233

Вес НК в жидкости по формуле (3.59): QHK =9,81-300 29,3(1- 20807850) =63кН.

Возможный перепад давления в долоте при использова­ нии гидромониторного эффекта (vg> 80 м/с) оценим по фор­ муле (3.61):

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле (3.60):

1,1(234-103 +63-103)+ 7,4-106 -93,3-10'4 = 118 МПа. 33,4-10"4

Для используемых долот типов МСЗ и СЗ примем коэффи­ циент а = 0,15. Тогда мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, найдем по формуле (3.62):

я49.

Na=- 30 (1,6 -103 + 0,15• 200-103)■0,2159* = 7,56кВт.

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной I = 525 м, найдем по формуле (3.64):

N. = 3,98-10-3 -525-0,1272( ^ ) '- 5 -0.21590-5 -9,81-2080=3,73кВт.

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитываем по формуле (3.66):

Ю5ДЗ

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (3.67):

т =- 2201 - = 24 МПа.

92-10“

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (3.68), считая, что используются трубы 2-го класса (v = 0,8):

что выше допустимого значения Кд = 1,45 (табл. 3.10), Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, рас­

положенном над УБТ (Z=0), на усталостную прочность.

234

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗУК-155 d3 = 0,155 м вычислим по формуле (3.81):

1,05-0,2159-0,155

2

Длину полуволны в плоскости раздела сжатой и растяну­ той частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчи­ тываем по формуле (3.82):

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом со­ единении труб найдем по формуле (3.80):

о„ =я 2 • 2,1 •1011-584,1• 10~8 • 0,0358 =6,0 МПа.

2-19,82-92-10~л

Постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (3.83):

<тт = 2 • 6,0 • 10* * 12 МПа.

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ

637-Ю6 что превышает допустимый коэффициент пд= 1,5.

Выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВК-127х9Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (3.71):

Допустимую длину 1-й секции бурильных труб найдем по формуле (3.69):

/.= 976-103 -1,1(234-103 +63-103)-7,4-106 -93.3-10" : 2497м.

1,1 - 9,81-29,3(1- 2--8-) 7850

Вес 1-й секции труб в жидкости рассчитываем по форму­ ле (3.72):

Q. =9,81-2497-29,3(1-^^) = 528 кН. 7850

235

Выбираем для комплектования 2-й секции колонны трубы типа ТБВК-127х9М.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (3.71):

l2 = L - 1КНБК - 1КИ- /,= 4350225- 3002497= 1328м.

Вес 2-й секции в жидкости вычислим по формуле (3.74):

2080

Q2=9,81-1328-29,3(1— — ) = 281 кН.

7850

Проверим по формуле (3.85) прочность верхней трубы каж­ дой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент с = 0,7.

что выше допустимого значения 1.1; 2- я секция:

п __________0,7-2110-103________

234-103 +63-103 +528-103 + 281-103

что выше допустимого значения 1,15.

По табл. 3.8 определим крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовляемых из стали «Л»: УБТС2-178-32 кН-м; УБТС2- 146-16 кН-м.

Для соединения труб ТБВК-127 выбираем бурильные за­ мки типа ЗУК-155 с минимальным диаметром проходного от­ верстия 0,095 м. Для свинчивания замков по табл. 3.13 находим необходимый крутящий момент: ТБВК-12?х9Д-14 кН-м; ТБВК- 127х9Е-14 кН-м; ТБК-127х9М-17,5 кН-м.

236

Результаты расчетов сводим в табл. 3.14

Т а б л и ц а 3.14

Расчетная компоновка бурильной колонны для роторного бурения скважины

Пример проектирования бурильной колонны для турбинного бурения

В отличие от роторного способа бурения колон­ ны рассчитываются лишь на статическую прочность с допол­ нительным учетом в КНБК веса турбобура.

Расчет компоновки КНБК.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом:

dvl;m = (0,65 + 0,85) • 0,2699 =0,175 + 0,229 м. Окончательно принимаем

dysixк~ 0,219 м.

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dH — 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диа­ метру остальных бурильных труб:

поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диа­ метром dyEn2) = 0,178 м.

237

то наружные диаметры УБТ выбраны правильно. Находим тип УБТ: УБТ-219 и УБТ-178, изготовленные из стали «Д».

Примем коэффициент А,, = 0,7 и определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания вычисленной ранее необ­ ходимой осевой нагрузки Р = 225 кН:

,1,15(225-103-9,81-5980)

Вычислим длину первой ступени УБТ: 1УБПи = 0,7 ■113 = 79 м, тогда 1УБП)= 113 - 79 = 34 м.

плектовать из труб типа ТБВ-140х8Д (предел текучести ат = 373 МПа).

Вес НК в жидкости

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (у, > 80 м/с):

п1200v 0,03г 7

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК:

Ор = 1,1(253 103+65 103) + (8,75 106 + 4,0 106) 120,1 10~ = 152 МПа.

33,1Ю“4

238

Коэффициент запаса прочности {считая, что используются трубы 2-го класса, v = 0,8):

ад-373-iif 152-Ю6

что выше допустимого значения Ка = 1,35.

Выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВ-140х8Д.

Допустимая растягивающая нагрузка для них:

QdoiH,о ~ 0,8• 1260-103 = 747 кН.

1,35

Допустимая длина первой секции бурильных труб:

747-103 —1,1(253-103 +65-103)-(8,75-106 +4,0-106)-120,1-10~4 =854м.

1,1-9,81-30,9(1- П?~) 7850^

Уточним длину 1-й секции труб

/, = 1200 - 148,55 - 250 - 801,45 м.

Вес 1-й секции труб в жидкости

О, = 9,81-801,45-30,9(1--^^) = 208 кН. 7850

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спус­ ке их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и ко­ эффициент с = 0,7.

что выше допустимого значения 1,1.

Найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготов­ ленных из стали «Д»: УБТ-219-37 кН.м; УБТ-178-26 кН-м.

Для соединения труб ТБВК-140 выбираем бурильные за­ мки типа ЗШ-178 с минимальным диаметром проходного от­ верстия 0,101 м.

Для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН-м.

Результаты расчетов сводим в табл. 3.15

239