- •2.Технико-технологическая часть.
- •2.1. Выбор и обоснование способа бурения.
- •2.2. Проектирование конструкции скважины.
- •2.3. Выбор вида очистного агента.
- •2.4. Выбор бурового оборудования и инструментов.
- •Техническая характеристика насоса
- •2.5. Выбор породоразрушающего инструмента.
- •Техническая характеристика импрегнированной
- •Колонковые наборы.
- •2.6. Бурильная колонна.
- •2.8. Выбор контрольно-измерительных приборов
- •2.9. Разработка технологических режимов бурения.
- •2.9.1.Твердосплавное бурение.
- •Оптимальный расход промывочной жидкости
- •2.9.2. Бурение алмазными коронками.
- •Значения оптимальной частоты вращения для
- •2.10. Проверочные расчеты выбранного оборудования и инструмента.
- •2.10.1. Расчет максимально потребной мощности затрачиваемой на бурение.
- •2.10.2. Проверка бурильной колонны на прочность.
- •2.10.3. Расчет и выбор талевой оснастки
- •2.11.Вспомогательные работы, сопутствующие бурению
- •2.12. Совершенствование технологии бурения скважин.
- •2.12.1. Устранение вибрации снаряда.
- •2.12.2. Снижение расхода истирающего материала.
- •2.13. Предотвращение и ликвидация аварий.
- •2.14. Повышение производительности труда и эффективности буровых работ
- •3. Организация производства буровых работ.
- •3.1. Организация вспомогательного производства.
- •3.1.1.Организация буровых работ, диспетчерская служба.
- •3.1.2. Организация водоснабжения
- •3.1.3. Организация снабжения буровых установок основным и вспомогательным инструментом
- •3.1.4. Организация ремонта
2.10.2. Проверка бурильной колонны на прочность.
Расчет бурильной колонны производится в зависимости от ее состояния при работе. Оно может быть сжатым или сжато растянутым.
Длина сжатой части, рассчитывается по формуле:
, м, ( 2.15.)
где: P – осевая нагрузка на коронку, даН;
q – масса 1 м труб, весом которых создается требуемая нагрузка на породоразрушающий инструмент;
- плотность промывочного агента, кг/м3;
м – плотность материала труб, кг/м3;
k – зенитный угол на конечной глубине.
, ( 2.16.)
где: I0 – интенсивность искривления (0,03);
L – глубина скважины, м;
k=75+215∙0,03=81;
м.
Таким образом, мы видим, что большая часть колонны находится в сжатом состоянии.
Расчет бурильных труб на прочность сводится к определению напряжений растяжения, сжатия, кручения, изгиба и суммарного напряжения. Рассчитанные величины сравниваются с допустимыми.
Расчеты ведутся для верхней части колонны, работающей в условиях растяжений, и для нижней части, работающей в условиях сжатия (см.рис.2.1).
N
Сечение
I-I
Сечение
0-0 (нулевое)
Сечение
II-II (нижнее)
Рис. 2.1
Величину напряжений в теле бурильных труб, вызванных этими нагрузками, допустимые напряжения, можно определить, зная величину и характер действующих сил, форму изогнутой оси колонны труб и условия их работы в скважине.
В подвешенной на участке скважины колонне, сечение I-I действуют напряжение растяжения, определяемые величиной собственного веса колонны.
В сечении II-II напряжение растяжения, могут возникать в аварийных ситуациях (подъем прихваченной колонны), хотя в процессе бурения этот участок колонны претерпевает нагрузки иного рода – напряжение сжатия.
а). Расчет верхней части колонны бурильных труб.
Нагрузка, вызывающая напряжение в верхней части колонны – вес бурильной колонны.
Напряжение растяжения (σp) при подъеме бурильной колонны (сечение I-I), с учетом сил трения, сопротивления определяется по формуле:
,Па, (2.17.)
где: Gп – вес бурильной колонны при подъеме, Н;
S – площадь поперечного сечения бурильной трубы, м2;
КПР – коэффициент, учитывающий дополнительное сопротивления при подъеме, зависящий от интенсивности искривления траектории скважины и геолого-технических условий бурения, КПР=1,2;
G - вес бурильной колонны, Н;
СР – среднее значение угла искривления, град;
f = 0.3 – коэффициент трения.
; (2.18.)
где: - коэффициент, учитывающий увеличение массы труб за счет соединений;
L – длина бурильной колонны, м;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
m – масса одного метра трубы, кг;
и м – плотность очистного агента и металла труб, кг/м3.
G=1,05∙215∙9,8∙6,04∙(1-0,5/7,8)=12427,21.
м2 ;
МПа;
Напряжение кручения (Па) определяется по формуле:
; (2.19.)
где: Mкр – Крутящий момент, возникающий при бурении, Н∙м;
WP – полярный момент площади поперечного сечения труб при кручении, м3:
; (2.20.)
м3.
Крутящий момент:
Mкр=N/, Н∙м, (2.21.)
где: N – мощность станка, Вт;
- угловая скорость вращения бурильных труб, с-1.
с-1,
Н∙м, тогда:
МПа.
Суммарное напряжение от растяжения и кручения в верхней части колонны определяется:
(2.22.)
доп – допустимое напряжение при полном прихвате снаряда, для стали 36Г2С [доп]=686 МПа.
Условие прочности выглядит таким образом:
(2.23.)
Подставляя полученное значения, получаем:
102 МПа < 343 МПа – условие прочности выполняется. [ 2 ].
б). Расчет напряжений в нижней части колонны
Буровая колонна передает породоразрушающему инструменту осевую нагрузку и вращающий момент, вызывая напряжения сжатия и кручения, при этом под действием продольных и поперечных сил нижняя часть колонны приобретает изогнутую форму, и в ней возникают напряжения изгиба и кручения.
Напряжение сжатия определяется:
, Па, (2.24.)
где: СОС – осевая нагрузка, Н;
S - площадь сечения трубы, м2.
МПа.
Напряжение изгиба определяется:
(2.25.)
где: Е – модуль упругости, для стали Е=2∙1011 Па;
f – стрела прогиба, м;
lКР – длина полуволны, при котором начинается изгиб трум, м.
м. (2.26)
Критическая длина lКР (м) вращающихся бурильных труб, при котором начинается изгиб под действием центробежных сил:
,м (2.27.)
где: I – эквивалентный момент инерции площади поперечного сечения трубы, м4 :
м4; (2.28.)
м;
МПа.
Напряжение кручения в нижней части бурильной колонны определяется:
; (2.29.)
; (2.30.)
где: кВт,
Нм;
МПа.
Суммарные напряжения в нижней части бурильной колонны определяется:
; (2.31.)
МПа;
Выбранная буровая колонна проверяется на прочность, с этой целью вычисляется коэффициент запаса прочности:
; (2.32.)
[T]=490 МПа – предел текучести материала труб, в данном случае стали 36Г2С,
;
5 > 1.6 – условие прочности выполняется.
в). Расчет бурильной колонны на выносливость.
Обычно расчет ведется для сечения 0-0, так как в нем возможны знакопеременные нагрузки, возникающие в результате действий инерционных сил.
Напряжение изгиба определяется по формуле, причем крутящий момент в этом случае равен 0,6 0,8 MБ, где MБ=NБ/=28430/83,7=339 Н∙м;
Мкр=0,8∙MБ=0,8∙339=271 Н∙м; ( 2.33.)
МПа;
МПа;
Запас прочности по нормальному напряжению составит (при P=СЖ=0).
; ( 2.34.)
где: -1 – предел выносливости труб при изгибе;
-1=0,40,5, -1=38,8 МПа;
КД – коэффициент учитывающий характер нагрузки, КД =1.
;
Запас прочности при касательных напряжениях и постоянном крутящем моменте Мкр=const:
; (2.35.)
[T] – предел текучести при кручении, для стали марки 36Г2С [T]=0,5∙Т = 122 МПа,
;
Суммарный запас прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:
; (2.36.)
- условие выполняется.
Расчет, выбранной для работы, колонны бурильных труб СБТН-50 на “пиковые” нагрузки показал, что при условии полного прихвата бурового снаряда в скважине, все напряжения, возникающие в нем, не превышают предельно допустимых значений, что предоставляет возможность использования выбранной колонны при всех режимах бурения.