Тандем - 2, шлакоблочные станки, бетоносмесители


Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Выбор элементов бурильной колонны. Б»

рильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бу­рильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых пе­реводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными в бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

многоразмерными (многоступенчатыми), составленными в труб различных наружных диаметров (двух-, трех — или четы­рехразмерным и);

многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности, одного и того же на­ружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений.

Нижний участок бурильной колонны составляют из >ЬЬ устанавливаемых непосредственно над долотом или забойны“ двигателем. ,

Основные размеры и масса УБТ приведены в табл. 9.1 Гладкие по всей длине горячекатаные УБТ рекомеяд) ся применять только для бурения с забойными двигателя — ‘ УБТС — для бурения в осложненных условиях; УБТ с ь дратным сечением по периметру — при бурении интерв3^ склонных к самопроизвольному искривлению и со епиральк ^ и продольными канавками — в условиях повышенной опас8° затяжек и прихватов бурильной колонны. н1,)1

Размеры и масса СБТ и ЛБТ, а также муфт и замков к приведены в табл. 9.2-9.7 [20].

Для бурения неглубоких вертикальных скважии РоГ°^ф способом рекомендуется использовать трубы типа ТБВ»

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

Подпись: Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб,вЫ® РазмеРы и масса УБТ

Цікфр

Наружный

диаметр,

мм

Внутренний

диаметр,

мм

Длина, м

Масса/вес 1 м трубы, кг/м и кН/м

Резьба

УБТ-95 і

уБТЛ08

уБТ-146

урТ-178

уБТ-203

уБТ-219

уБТ-245

УБТС2-120

УБТС2-133

УБТС2-146

УБТС2-178

УБТС2-203

УБТС2-229

УБТС2-254

УБТС2-254

УБТС2-273

УБТС2-273

Примеч под элевато чева резьба прочности 1

95

108

146

178

203

219

245

120

133

146

178

203

229

254

254

273

273

&ння. 1. У. 3, УБТС — укороченног ; н К, УБТС

38

46

74

90

100

110

135

64

64

68

80

80

90

100

127

100

127

эТ (горячекаї с проточкой э профиля. 3. — из стали

6; 8 6; 8 6; 8 12; 8 8; 12 8 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

ганые) пос юд эле вате УБТ изгот ЮХН2МА

47/0,461

59/0,579

98/0,958

145/1,42

192/1,88

220/2,16

258/2,53

65/0,635

84/0,824

103/1,01

156/1,53

215/2,10

273/2,68

336/3,30

296/2,90

398/3,90

360/3,53

тавляются бе’

эр. 2. Звездоч*

ОВЛЯЮТСЯ ИЗ С’

или 38ХНЭМФ

3-77

3-88

3-121

3-147

3-171

3-171

3-201

3-101

3-108*

3-121

3-147

3-161

3-171

3-201

3-201

3-201

3-201

проточки ой обозна — гали групп А.

Труба

Муфта

Масса, кг

Жесткость,

кНм2

Диаметр, мм

Тол­

щи­

на

стеи-

ки,

мм

Наруж­

ный

диа­

метр,

мм

Длина,

мм

1 м глад­кой трубы

двух

выса­

док

муф­

ты

при

из­

гибе

при

сдви­

ге

* кый

внут­

рен­

ний

~^_^Урильные трубы с высаженными внутрь концами

60,3

46.3

42.3

7

9

80

140

9,15

11,3

1,5

2,7

89

103

68

78

73

59

55

51

7

9

11

95

166

11,4

14,2

16,8

2,0

4,2

168

198

223

128

151

170

Таблица 9.2

Труба

Муфта

М

асса, кг

___ ^ 9.2

кН. мЛ

Диаметр, мм

Тол­

щи­

Наруж­

ный

Длина,

1 м

глад­

двух

выса­

муф­

При

из­

гибе

пр,

СДВ|.

Ге

услов­

ный

наруж­

ный

внут­

рен­

ний

на

стен­

ки,

мм

диа­

метр,

мм

мм

кой

трубы

док

ты

89

89

75

71

67

7

9

11

108

166

14.2 17,8

21.2

3,2

4,4

320

385

439

244

293

334

102

101,6

87.6

85.6

83.6

81.6

7

8

9

10

127

184

16.4

18.5

20.4

22.4

5,0

7,0

491

545

595

641

374

415

453

488

114

114,3

100.3

98.3

96.3

94.3

92.3

7

8

9

7 11

140

204

18,5

20,9

23,3

25,7

28,0

6,0

9,0

716

797

872

944

1011

546

607

664

719

770

127

127

113

111

109

107

7

8

9

10

152

204

20,7

23.5

26,2

28,9

6,5

10,0

1000

1116

1226

1330

762

850

934

1013

140

139,7

123.7

121.7

119.7

117.7

8

9

9 11

171

215

26

29

32

35

7,5

14

1512

1664

1909

1947

1152

1268

137S

1483

168

168,3

150.3

148.3

9

10

197

229

35,3

39,0

9,5

16,7

3008

3283

2292

2501

Бурильные трубы с высаженными наружу концами

60

60,3

46.3

42.3

7

9

86

140

9,15

11,3

1,5

2.7

89

103

6S

78

‘ТгГ

151

170

73

73

59

55

51

7

9

11

105

165

11.4

14,2

16,8

2.5

4,7

168

198

223

89

89

75

71

67

7

9

11

118

165

14.2 17,8

21.2

3.5

5,2

320

385

439

о93

33*

415

453

102

101,6

85.6

83.6

81.6

8

9

10

140

204

18,5

20.4

22.4

4,5

9.0

545

595

_б41.

Труба

Муфта

Масса, кг

Жесткость,

кНм2

Тол­

щи­

Наруж­

ный

Длина,

1 м

глад­

двух

выса­

муф­

при

при

УСЛОВ­

НЫЙ

наруж­

ный

внут­

рен­

ний

на

стен­

ки,

мм

диа­

метр,

мм

мм

кой

трубы

док

ты

из­

гибе

сдви­

ге

114

114,3

98.3

96.3

94.3

92.3

8

9

9 11

152

204

20,9

23,3

25,7

28,0

5,0

11,0

797

872

944

1011

607

664

719

770

140

139,7

123.7

121.7

117.7

8

9

11

185

215

26,0

29.0

35.0

7,0

15,0

1512

1664

1947

1152

1268

1483

Таблица 9.3

Размеры бурильных труб (в мм) с высаженными внутрь ■ наружу концами я коническими стабилизирующими поясками

Размеры высаженной части, мм

Увели­

чение

массы

Услов­

Наруж­

Внут­

Масса

одной

ный

ный

Толщи­

ренний

Длина

Длина

1 м

трубы

два-

диа­

на стен­

диа­

Диа­

Наруж­

меха­

до пе­

глад­

вслед­

^Р,

метр

ки, мм

метр,

метр

ный

ничес­

реход­

кой

ствие

мм

трубы,

мм

про­

диа­

кой

ной

трубы,

высад­

мм

хода

метр

обра­

час­

кг

ки обо­

ботки

ти

их КОН­

ЦОВ, кг

С высаженными внутрь концами

17,9

21,2

20.4

22.4

23,3

25,7

28

26,2

28,9

29

32

35

83.6

81.6

96.3

94.3

92.3

109

107

121.7

119.7

117.7

3,9

3,4

71

67

57

54

89,9

150

145

5,1

5

68

68

101,9

150

145

7,3

7,1

6,9

78

76

74

115,2

160

155

92

90

160

7,8

7,6

130,2

155

102

100

100

140,2

160

155

11

10,2

9,2

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Размеры высаженной части, мм

У с лов — ный диа­метр, мм

Наруж­

ный

диа­

метр

трубы.

мм

Толщи­на стен­ки, мм

Внут­

ренний

диа­

метр,

мм

Диа­

метр

про­

хода

Наруж­

ный

диа­

метр

Длина

меха­

ничес­

кой

обра­

ботки

Длина до пе­реход­ной час­ти

Масса

1 М глад­кой тРУбы, кг

0дч

^РУбц’ СТВйе

*В Обо. в* щ.

П°8,*г

С высаженными наружу концами

73 ‘

73

9

11

55

51

52

48

85,9

150

155

14,2

16,8

3,7

89

89

9

11

71

67

68

64

101,9

150

155

17,8

21,2

4,5

102

101,6

9

11

83.6

81.6

80,6

78,6

115,2

160

165

20.4

22.4

5.;

114

114,3

9

9 11

96.3

94.3

92.3

93.3

91.3

89.3

130,2

160

165

23,3

25,7

28,0

■ .9

Таблица 9.4

Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу ТБПВ

Наруж­ный диа­метр сое­дини­тельного конца, мм

Масса, кг

Же

кос

кН

ст-

ть,

V?

У слов — н ы й диа­метр трубы, мм

Толщи­на стен­ки тру­бы, мм

Наруж­ный диа­метр вы­садки, мм

Толщи­на стен­ки вы­садки, мм

Резь­

ба

1 м глад­кой трубы

одного ком­плек­са сое — дини — тель- ных

КОН­

НОВ

при

изги­

бе

Df“

сдви­

ге

73

6

7

8

81

9.5

10.5

11.5

108

3-88

9,9

11,4

12,8

27.3

27.5

27,7

150

168

184

114

138

140

"гїїГ

2**

іЮ

89

6

8

97

9.5

10.5

11.5

120

3-102

12,3

14,2

16,6

29,6

29,9

30,2

284

320

354

114

7

8

9

10

122

10.5

11.5

12.5

13.5

155

3-133

18,5

20,9

23,3

25,7

48.0

48.5

49.0

49.5

716

797

872

944

00Г

66?

услов­

ный

д*а-

*етр

трубы,

ЦК

Толімч — на стен­ки тру­бы, ММ

Наруж­ный диа­метр вы­садки, мм

Толщи­на стен­ки вы­садки, мм

Наруж­ный диа­метр сое­дини­тельного конца, мм

Резь­

ба

Масса, кг

Жест­

кость,

кН-м2

1 м

глад­

кой

трубы

одного ком­плек­са сое — дини — тель — ных кон- пов

при

изги­

бе

при

сдви­

ге

7

135

11

170

3-147

20,7

47,0

1000

762

8

12

23,5

47,5

1116

850

9

13

26,2

48,5

1226

934

10

14

28,9

48,5

1330

1013

146

8

154

12

188

3-161

27,2

64,0

1739

1325

9

13

30,4

64,5

1916

1460

10

14

33,5

65,0

2085

1589

11

15

36,6

65,5

2246

1711

Примечан не. Длігаа труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 9.5

Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16Т, и замков к ним

Параметры

Наружный диаметр трубы, мм

73

93

114

129

129

147

147

Толщина стенки, мм

9

9

10

9

11

9

11

Шифр стальных об­легченных замков

ЗЛ-90

ЗЛ-110

ЭЛ-136

ЗЛ-152

ЗЛ-152

ЗЛ-172

ЗЛ-172

Диаметр, мм: наружный облег­ченного стального замка

наименьший вну­тренний замка ^^Именьший вну-

^^»нийтр’бы

99

41

41

110

61

61

136

80

80

152

95

95

152

95

95

172

110

112

172

110

112

V.» труб

«п3 замка *0ЦИКаЛЬНаЯ с зам’

9

9,25

9

9,25

12

12,25

12

12,27

12

12, 27

12

12,27

12

12,27

сСуУе^ тРУбы, кГ: высадки Чени^ облег — с УЧе™3амка *°НЧов ИМ шлсадки

5,3

1І,5

6,8

1(>,2

8,4

9,3

2Ґ,5

11,0

10,0

зо;з

11,8

11,8

зо|з

14,3

11.3 37,0

14.4

13.4 37,0

16.5

П р О Д О л ж с и и

е т*6„.

Крутящий момент, при котором напря­жения в теле трубы достигают предела текучести, кН м

52,0

12,0

21,0

36,0

44,5

Давление, МПа: максимально допустимое, вну­треннее

внутреннее, при котором напряже­ние в теле трубы достигает предела текучести внутреннее разру­шающее

максимально до­пустимое внешнее сминающее внешнее разруша­ющее

52

79,0

100

37

55,3

40

59.5

97.5 31

46.5

35

53,5

73,0

24

36,7

45

67,8

92,5

34

52,0

54

81,0

110

51

77,0

31

46.0

63.0 18

28.0

58,5

1100

1350

Нагрузка, кН:

максимально допу­стимая растягива­ющая

растягивающая, при которой на­пряжение в теле трубы достигает предела текучести растягивающая разрушающая

470

620

850

900

590

780

1070

1120

810

1470

1070

1520

1840

1730

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Наружный диаметр трубы,

 

73

 

114

 

129

 

129

 

93

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

210

38

58.0

78,5

27

40,9

69.0

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Жесткость труб, кНм2:

при изгибе при сдвиге

 

787

592

 

671

505

 

70

53

 

321

242

 

442

333

 

515

388

 

152

114

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Примечания: 1. При выборе допустимых усилий приняты Сд щие коэффициенты запаса прочности; для растягивающих нагрУ30* для внутренних давлений 1,25; для внешних сжимающих давлен для моментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т принят предел 330 МПа, предел прочности 4500 МПа; модуль при изгибе £=1»1 при сдвиге С=27,1 -103 МПа.______

Диаметр труб по ГОСТ 631-75, мм

Резьба

Диаметр,

мм

Длина,

мм

Масса,

кг

с высажен­ными внутрь концами

с высажен­ными наружу концами

60,3

3-66

80

404

12

73,0

3-76

95

431

16

89,0

3-88

108

455

20

89,0

3-88

113

455

23

114,3

3-117

140

502

35

139,7

3-140

172

560

58

168,3

3-152

197

603

76

73,0

3-86

108

431

20

89,0

3-101

118

455

23

101,6

3-108

133

496

37

114,3

101,6

3-121

146

508

38

139,7

3-147

178

573

61

168,3

3-171

203

603

73

60,3

3-73

86

404

15

73,0

3-86

108

431

20

89,0

3-102

120

468

25

114,3

101,6

3-122

146

496

37

127,0

114,3

3-133

155

526

39

139,7

3-161

185

553

53

ТБНК-73

3-86

108

431

17

ТБВК-89

3-101

118

454

22

ТБВК-102

3-108

133

506

32

ТБВК-140

3-147

178

573

61

ТБНК-89

3-102

120

468

20

ТБВК-114

ТБНК-102

3-122

146

506

36

ТБВК-127

ТБНК-114

3-133

155

536

38

>ь, е размеры и масса замков для СБТ

занные в скобках, применять

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

ЗН-108

ЗН-ИЗ

(ЗН-140)

ЗН-172

ЗН-197)

301-108

ЗШ-И8

ЗШ-133

ЗШ-146

ЗШ-178

ЗШ-203

ЗУ-86

ЗУ-Ю8

ЗУ-120

ЗУ-146

ЗУ-155

ЗУ-185

ЗУК-108

ЗШК-113

ЗШК-133

ЗШК-178

ЗУК-120

ЗУК-146

ЗУК-155

Подпись: ЗН-108 ЗН-ИЗ (ЗН-140) ЗН-172 ЗН-197) 301-108 ЗШ-И8 ЗШ-133 ЗШ-146 ЗШ-178 ЗШ-203 ЗУ-86 ЗУ-Ю8 ЗУ-120 ЗУ-146 ЗУ-155 ЗУ-185 ЗУК-108 ЗШК-113 ЗШК-133 ЗШК-178 ЗУК-120 ЗУК-146 ЗУК-155

р Таблица 9.7

—*еры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам

Резь­

ба

3-86

3-102

3-108

3-122

3-122

3-133

3-133

Длина, мм

Масса одного комп­лекта замка (нип­пель, муф­та), кг

муф­

ты

нип­

пеля

326.7

364.8

357.1

357.1

357.1

357.1

357.1

298.6

336.7

324.0

324.0

324.0

324.0

324.0

25,1

40.0

41.9

60.9 63,8

59.1

68.2

Размеры труб, к ко­торым при­варивают­ся замки, мм

72×9,19

89×9,35

102X8,38

114×8,56

114X10,92

127X9,19

127X12,7

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

58.3

58.3

63.0

63.0

63.0

63.0

63.0

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

ТБВК и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в Осло* условиях — трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ НеНн1>1)[ рения вертикальных с использованием забойных двигатр’^Л- трубы типа ТБН, ТБНК и ТБПВ; для бурения наклон^ правленных скважин с использованием забойных двига/р ° 1)4 трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ. Лей —

Наддолотный комплект, обычно принимаемый длиной Гпп устанавливается над УБТ и составляется из бурильных типа ТБВК, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с мальной толщиной стенки. ск’

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции дратного сечения приведены в табл. 9.8 (изготовляются из стал групп прочности Д и К, переводники из стали 40ХН). 11

Механические свойства материала СБТ и ЛБТ приведены табл. 9.9. В

Таблица 9.8

Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения

Показатели

ТУ 14-3-126-73

ТУ 14-3-755-78

ТУ 51-276-86 (ТВКП)

Сторона

квадрата,

мм

112

140

155

65

80

112

140

155

Диаметр ка­

нала, ми Диаметр

74

85

100

32

40

74

85

100

проточки

под элева­

тор, мм

114

141

168

73

89

Общая дли­

на трубы с

переводни­

ками, м, не

14,5-17,0

менее

13

14

14

10

10

11,5-13,5

Резьба пе­

реводников:

верхнего

3-121Л

3-152Л

3-152Л

3-76Л

3-88Л

3-121Л

3-171Л

3-1Т1Л

•3-171

нижнего

3-121

3-147

3-171

3-76

3-88

3-121

3-147

Наружный

диаметр пе­

реводника,

мм:

203

203

верхнего

197

197

197

95

108

146

203

нижнего

146

178

203

95

108

146

178

Масса (те­

оретичес­

кая), кг:

1 м трубы

Ц4.3

без перевод­

106,6

ников:

65,6

106,6

124,3

27

38

65,6

перевод­

ников:

верхнего

60

55

54

10

12,5

нижнего

22

35

39

9

12

0о^атеЛИ

Группа прочности стали

Д16Т

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

40ХН

40ХМФА

Веяное СО — ^тявление

разрыву л.

„ейвяее

0редел те-

637

687

735

784

882

980

1078

882

981

392

421

373

490

539

637

735

882

980

735

832

255

274

гучести

^,МПа,

,е иенее Относитель­ное удлине — аяе 6, %, не меяее

16

12

12

12

12

12

12

10

13

12

То

Примечания. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по со­глашению изго говителя с потребителем. 2. В числителе для труб диаме­тром менее 120 мм, в знаменателе — более 120 мм.

Определение параметров конструкции УБТ. Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочно­сти. В нормальных условиях бурения рекомендуется [20] прини­мать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот

К/Д).

Диаметр долота, мм………………………………. ^295,3 ^295,3

Соотношение йу/И……………………………. 0,80-0,85 0,70-0,80

Для осложненных условий это соотношение уменьшается, лоп 0Четания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и °т приведены в табл. 9.10.

ДопуОСЛ°Ж1К Н, сых Усл°виях: при бурении долотами О >250,8 мм соди аеТся применение УБТ ближайшего меньшего диаметра Црв «ременной установкой опорно-центрирующих устройств. ^Бт ;>НИи забойными двигателями диаметр нижней секции <1у ^ .Дол*ен бглть не более диаметра забойного двигателя, т. е.

<0^°сгь наддолотного участка УБТ должна быть не менее Об( адной колонны, под которую ведется бурение. ^Ния0бОСП, ’1ения этого условия в табл. 9.11 приводятся со — Диам(‘гров обсадных труб и минимально допустимых

Таблица 9,1о Диаметры, мм, нижней секции УБТ и долот

Долото

УБТ

(нижняя

секция)

Долото

УБТ ~ (нижняя секция)

139.7- 146,0

149.2- 158,7 161,0-171,4

187.3- 200,0

212.7- 228,6 244,5-250,8

Примеча

метр УБТ дл ней — для ос

114; 120

108 120; 133

108; 114 133; 146

120;133 165

146

178

165

203

178

НИЄ. В верх! я нормальны, ггожнениых.

269,9

295,3-311,1

320,0

349,2

2*374,6

[ей строчке при с условий бурен

219;229

1^87203 229; 245

203^219

245

229

254

229

273

254

веден диа — -1Я, в ниж-

Обсадная

труба

УБТ

Обсадная

труба

УБТ

114,3

108

244,5

203

127

120

273,1

219

139,7; 146,1

146

298,5

229

168,3

165

323,9; 339,7

229; 254

177,8; 193.7

178

351

254

219,1

178

377

254

244,5

203

5:406

273 j

Таблица 9.11

Диаметры обсадных труб и минималь­но допустимые диаметры УБТ, мм

Подпись: Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры УБТ, ммСоотношение диаметров бурильных труб, расположен ^ над УБТ к диаметру УБТ с/у должно быть следующим: ®бт’у^ 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьша ся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение ^ метра последующей ступени к предыдущей должно бь11?’дца — Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных тр> метров обсадных колонн приведены в табл. 9.12. у£Т

Обычно число секций многоразмерной конструкш!11 дс <3. х кой’

Общая длина УБТ для одно-, двух — и трехразмерн е1ш< струкций в зависимости от Рд и рБ р определяется из УР

Таблица. 9.12 леВДУеМые ДиаметРЫ бурильной и обсадной колонн

0бсаДнаЯ

колонна

Подпись: 0бсаДнаЯ колонна

Бурильная

колонна

Обсадная

колонна

Бурильная

колонна

114; 127 (129)

127 (129); 140 (147) 140 (147)

140 (147)

140 (147); 168 (170)

73

89 (90)

89 (90); 102 (103) 102 (103); 114 114,127 (128)

244,5

273,1

298,5; 323,9 339,7; 377 406 и более

139,7; 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1

Дримечание. В скобках указаны диаметры труб из легких сплавов-

-(1 — Х1)(д2 — 9з)

кг соб в

Аі? і +

пг

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

1,15 (Рп-ст)

 

(9.1)

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

где Рд в кН; О? — вес трубы турбобура, кН,

(9-2)

I! —длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки. Для определения к следует вначале задаться отношением Аь при нормальных условиях бурения

к = (0,7 -7-0,8)/; (9.3)

при осложненных условиях бурения

^ (0,4-г 0,6)/; (9.4)

Ъ, Яз — вес 1 м соответственно, первой, второй и третьей секций УБТ, кН/м; кг = 1 — р6р/рм — коэффициент, учитыва — &Щйй влияние бурового раствора, значения которого приведены

табд. 9.13; в — угол отклонения УБТ от вертикали.

2′ Тг?1/1 Пс = 3; то ^ = к = к = {I — ^0/2; если пс =

?’&0 1 ~ V; к — I — к; Чз = 0; если пс = 1; то А! = 1; д2 —

дйДРИМеР 9.1. Определить параметры конструкции УБТС

8 УРенм скважины роторным способом долотом £=393,7 мм

■’УРени

=298,5

Подпись: ■'УРени =298,5 Н5П,0Ж/Не, ННЬ1х Условиях с Рд-170 кН при п = 1,5 с-1; рб „= "Кг/м3; 0=6°.

е ведется трубами с1б т = 140 мм под обсадную колонну р ММ.

!^Цение — По табл. 9.10 принимаем диаметр первой сек — ^бЬ1т^НЬ1м 254 мм. Поскольку е? бт/е? у=0,55<0,7, то /у долж — Многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию

Ро. р

1000

1100

1200

1300

1400

кі

0,873

0,860

0,847

0,834

0,822

0,914

0,904

0,885

0,886

0,878

^’3

0,956

0,951

0,946

0,941

0,937

Рб. р

1600

1700

1800

1900

2000

&1

0,796

0,783

0,771

0,758

0.745

к 2

0,869

0,850

0,841

0,832

0.823

кз

0,927

0,922

0,917

0,912

0,907

1 абл,1Да9.1з

Коэффициенты потери веса колонны УБТ в буровом раств

Примечание. Величины кі, и і,-з определяют по формулам-

— 1 Рб. р/Рмі ^2 — і &3 = /к 1 ■

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

/=

У4 М.

1450 7850/

0,5-3,3 + — (І-0,5)(2,16 + !,53)

1-

0,9925

Длина каждой секции 1Х = 47 м; с учетом фактической длины труб УБТС (1У=254 мм и /ф=б м принимаем /1=48 м; и = /з=(94- 48)/2=23 м.

Для одноразмерной колонны УБТ с1у определяется из жения

254x219x178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие <*6тЯ = 140/178=0,78>0,7. Приняв А!=0,5 и по данным табл. 9.1 =3,3; (/2 = 2,16 и </з = 1,53 кН/м по формуле (9.1)

1,15-170

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

(9.5)

 

/V

 

Рб.

 

1

 

Рь/

где к— 1,15-М,25.

Пример 9.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2 с учетом и без учета фактора плавучести, если известно, чТ° Рд = 150 кН, а р6 р =1400 кг/м3 .

Решение. Примем /г=1,25. Для заданной Рд с учетом Фа^ тора плавучести [см. формулу (9.5)] при <^ = 1,53 кН/м V табл. 9.1)

1У =

Подпись: 1У =1,25 ■ 150

і 149 м.

7850/

Без учета фактора плавучести 1У = 1,25 • 150/1, 53 « 122 м.

р = ЯфйіУСЯ-Оіді “ °> ^о^о;

„гговательно, без учета фактора плавучести 1у уменьшится те

для двухразмерной колонны УБТ

для двухразмерной колонны

Подпись:

(9.7)

Подпись: (9.7)-*КР *

для трехразмерной колонны УБТ

р г 0,1 *5*0• (9-8)

-В приведенных формулах £/, (£’/)1 — жесткость труб со­ответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН-м2; ?> ?1 — вес соответственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кН/м; ра — перепад давления, Па; 50 — площадь сечения выходного отверстия; Ркр, Скр — критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух — и трехраз­мерных колонн УБТ; кг, к2, к3 — коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, опреде­ляемые по данным табл. 9.13.

Значения Е1, ^/Е1 /ц и fEIq2 приведены в табл. 9.14.

Таблица 9.14

Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб

Диаметр, мм Жесткость fWTjq, /Е1д2,

дружный внутренний ЕІ, кН-м2 м кН

95

108

120

133

146

178

178

203

203

219

229

245

254

254

273

273

 

38

46

64

64

74

80

90

80

100

110

90

135

100

127

100

127

 

820

1360

2040

3108

4375

9920

9666

17075

16590

22202

27615

33717

43680

40225

56200

54550

 

12,12

13,29

14.74 15,57 16,59

18.65 18,95 20,11

20.66

21.74 21,76 23,71 23,66 24,03 24,17

24.75

 

5,59

7,70

9,39

12,83

15,89

28,53

26,91

42,22

38,85

46,96

58,32

59,98

78,07

69,69

96,20

 

89,08

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

В формулах (9.7) и (9.8) qx = тг — fflO’3,

где mi — масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.

репаде давления без гидромониторного эффекта, то вели^,Йе’

Подпись: репаде давления без гидромониторного эффекта, то вели^,Йе'Если бурение ведется роторным способом при небольшое Рово допускается не учитывать.

Значения FKр (для колонн УБТ 146×178 и 178 х 203)

(для колонн УБТ 146 х 178 X 203 и 178 X 203 X 229) определяю“11 ся из рис. 9.1 (на оси ординат указаны критические нагрузк„Т’ безразмерных величинах 11 = Ркр/ДеТ)7я)) и рис. 9.2 в зав1{ симости от величин Li, Ai и А3, вычисляемых соответственно по формулам [20]

L = lyk3^/(EI)i/qi, (9.10)

Ai = /i/iy,

= h/l — (9.11)

Здесь /ь /3 длина нижней и третьей секции УБТ, м.

а

5

п

п

II

I

2,8

уЛ/А ,=1,0

3,0

A/At=V7

2,6

У0’9

2,8

Ж/ 0,9

2,4

Vv/ff’7

2,Б

Щ/0,7

2,2

2,4

2,0

2,2

лз

1,8

———

2,0

л

у

\ 0,3 ~

1,5

г

1,8

\у0’1

NNs. у о,1

1,4

1,2

/й5

I I I ‘ 1

1,4

I | 1 i_——"

3 4 5 В 7

3 4 5 6 7 i

Рис. 9.1. Зависимость критической нагрузки от ДЯ1 секций УБТ:

И

к

■—— 1——- 1—i

К

1 1 1 J-!-~"J

0,3*

0,34

0,32

/улС “’3

178*203

0,32

wf"203×223

0

!/! 0,5

0,30

i/L°s

0,28

Ц Г’ПБхгОЗ

0,28

H/I’17#*223

0,28

Шп 0,7

0,ZG

Ml 07

0,24

0,24

i /

0,22

o, zz

/ /

0,20

o, zo

-J

0,18

0,18

‘j’XЯ-OfS

0,1В

/ЪЛ3=0,9

0,1В

0,14

0,14

Рис. 9.2. Зависимость величины К от отношения длин секций УБТ:

а — 146x178x203 мм; б — 178x203x229 мм

l3/ly определяют

Подпись: l3/ly определяютПо заданным значениям Лх = /х//у и Л3 = л, а следовательно, Ркр = Kqxly (см. рис. 9.2).

(9.12)

Подпись: (9.12)Для одноразмерной колонны УБТ Ркр может быть также вы­числена по формуле (9.7). При этом величину Ркр получают из 1®с- 9.1 для Дх = если диаметр УБТ равен диаметру нижней Ве^двУхРазмерной конструкции УБТ, и для Лг = 0 для труб РХней секции (меньшего диаметра). сяи dy нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения р ^ р в и площади контакта УБТ со стенками скважины при ЖуТо р Рекомендуется устанавливать на секциях УБТ проме — «др^е опоры профильного сечения (квадратные, спиральные Рйц’п та®л — 9.15 приводятся наибольшие поперечные разме — ЖуточнЬ1Х опоР а и диаметры УБТ dy. на которые они ^ вяиваются, в зависимости от диаметра долота D. и CJI° °пор на длине УБТ определяется по формуле

Л‘ЛИНа *-й секции УБТ, м; /0 — длина компоновки для с Искривлением (для i > 1 величина 10 не учитывается).

Диаметр долота, мм

Наибольший размер опоры, мм

Диаметр УБТ, мм

139,7-146,0

133

95; 108

149,2-151,0

143

108; 114; 120

158,7-165,1

153

114; 120; 133

187,3-190,5

181

120; 133; 146

212,7-215,9

203

146; 159

244,5-250,8

230

159; 178

269,9

255

178; 203

^,0

13.0

13.5 45

17.0

19.0

20.5

Подпись: ^,0 13.0 13.5 45 17.0 19.0 20.5

Диаметр УБТ, мм

Расстояние а ( с’1

0,8

1,5

2,0

108-114

20,0

16,0

13.5

120

22,0

16,5

14 П

133

23,5

17,5

15,0

146

25,0

18,5

16.0

159

31,0

21,5

18,5

178

33,0

23,5

21,0

203

36,0

27,0

23,0

В табл. 9.16 приведены рекомендуемые расстояния промежуточными опорами а при различных п.

Условия прочности соединений УБТ:

Миз = тг2£///2^; (9ЛЗ)

Миз = №/57,3; (9.14)

где Мкъ — изгибающий момент, кН-м; / — стрела прогиба, м. /= (1,05.0-<*у)/2; (9.15)

гв — интенсивность искривления ствола, градус/] 0 м; В ийу — диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; 1п — дли­на полуволны, м,

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ(9.16)

и> = 2ттп — угловая скорость вращения бурильной колонны, с

х; ч

п

Подпись: п

в с

Подпись: в свес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент в кН-м.

[Миз] = МПр/к З. п; И

где Мар — предельный переменный изгибающий момент, ^ &3.п=1,4 — коэффициент запаса прочности.

да#’

Подпись: да#'По формулам (9.13) и (9.14) можно также вычислить Д°у каемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения ц11 В табл. 9.17 приведены значения Мкр, установленные п° ным стендовых испытаний ВНИИБТ.

УБТ — с

Пример 9.3. Рассчитать одноразмерную колонну 0 ^ о! у=178 мм, <4=80 мм для бурения скважины в норыэль ^

,200

условиях долотом диаметром £>=215,9 мм, если Рд р6. р=1100 кг/м3; п— 1с

Решение. Для одноразмерной конструкции УБТ опреД

,1ЧеСТИ

а

Диаметр УБТ, мм

120

133

146

178

203

229

254

273

8,5

11,8

16,0

13,6

25,9

23,5

40,0

32,8

57,0

81,0

98,0

(в кН-м)

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ[е (9.5), приняв &=1,15, а из табл. 9.13 и 9.14 /^=0,860

дакн/м,

" и^ = 175м.

^ " 0,860 ■ 1,53

0з табл. 9.14 jElq~28,53 кН, а из табл. 9.13 &2=0,904, тогда я0 формуле (9.6) без учета перепада давления р0

Р = 1,90 -0,904 -28.53=49,0 кН.

Гкр 5

Поскольку <203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 9.15 при £=215,9 мм следует предусмотреть промежу­точные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними а=33 м (см. табл. 9.16). Число опор по формуле (9.12) при /о=0, пп 0=174/33—1=4,3, т. е. предусматриваются 4 опоры. Для опре­деления прочности резьбовых соединений вычислим и = 2-3, 14X х1=6,3 с“1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 9.14 значения £7=9920 кН-м2 и </=1,53 кН/м в выражение

(9.16):

=20 м.

Подпись: =20 м./ = 20 ,/9920 ■ 6,32 6,3′

10-1,53

Стрела прогиба по формуле (9.15)

(1,05 • 0,2159 — 0,178)/2=0,024 м.

Изгибающий момент по формуле (9.13)

К = 3,142 ■ 9920 ■ 0, 024/2 • 202=2,93 кН.

55/2,93

Подпись: 55/2,938? с сгт=г440 МПа (см. табл. 9.17) отношение Млр/М„3= 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности.

Равный

й ыи1>4-1,5.

%ат?°Д: УБТ с ^т=440 МПа могут быть использованы для ^ ЬК условий.

1Ц?*Уэки и напряжения в вертикальной скважине.

Растягивающее напряжение (в МПа) для колонны в енном состоянии в процессе движения бурового раствора. л*ется по формуле

1/Ю65′[кд(т.6т + гпу + тот)&1 + 5п(рп + Ро)}- (9.18)

Для приближенной оценки СГр МОЖНО восиользовать жением

kk0(-fu 7б. р)-^/^0 . ^

В приведенных формулах &=1,1 — коэффициент. , УЧИТЬ! ^ щий влияние трения сил инерции, сил сопротивления Дви Bai°- бурового раствора; тбт — масса всех бурильных труб, кг. eiilt]o масса УБТ, кг; тат — масса турбобура, кг; 5П — площад^Пу» ходного канала труб, м2; рт — перепад давления в турбо^0- Па; рц — перепад давления в долоте, Па; S — площадь сеч^’ труб, м2; к0 — коэффициент, учитывающий влияние замков высадки (для стальных труб к0 ~1,1). Д

Если колонна составлена из труб из разных материал (стальные и легкосплавные), то наибольшее растягивающее на пряжение определяется из выражения

<7р = 1/106S[kg(m6T + my + mT)( 1 — 7б. Р/7с) + kma(l — ^(Рт + Рд)], (9.20)

где 7с — удельный вес стали, Н/м3; 7а — удельный вес алюмина — евого сплава, Н/м3; тоа — масса труб из алюминиевых сплавов кг.

Наибольшие сжимающие напряжения определяются из выра­жения

сгсж = 1/106,%(тоу + т. г)кх — дт6г • 7б. Р/7м — Ра}- (9.21)

В процессе торможения бурильной колонны при спускоподъ­емных операциях возникают инерционные нагрузки, связанные с изменением скорости движения колонны.

Наибольшее напряжение у устья скважины с учетом динами­ческих напряжений определяется по формуле

EAv

1 + ^, (9.22)

т6г ’

где аст — статическое напряжение в подвешенной колонне; Ап изменение скорости движения колонны, м/с2; а — скорость ка в металле, м/с (для стали а = 5000 м/с). В формуле (У — ту < те6т. а.

При спуске труб с клиновым захватом, предельная осевая грузка 0К (вес колонны, в кН), при которой напряжение втру достигает предела текучести, определяется из выражения

п _ сгт5с10 (9-23)

— 2 ’

1+ ср

4ftg(o + .<>)

где с — коэффициент, учитывающий неравномерное ра

ельного давления по окружности трубы (коэффициент УДпубы); ^ср — средний диаметр трубы; / — длина сопри-

* __ ^ /-V — Лм^/"1ТТ И-И/ГГЛИ“! Т^ТГТЛЛ* / г, ЛГТ’/^ГГ

уУд Клина’ с трубой; а — угол наклона клина; <р — угол ^°вемежду клином и корпусом клинового захвата. fpe#nS 9 ig приведены нагрузки на бурильные трубы (в кН), В 1 цые при следующих значениях величин, входящих в фор-

^(9-23):

rп ч(а + ¥’)::=0’4; /=40°мм-

^ касательные напРяжеиия определяются из выражения

,jtjwр. <9-24>

^ — среднее значение крутящего момента, Н-м, lJcp = 9540 N/n; (9.25)

^____ осевой (полярный) момент сопротивления площади none-

peW0 сечения труб при кручении, м3,

*‘й-*(1-#)=:С’2»,(1-£)! (М5)

ii — dB — наружный и внутренний диаметры труб, м.

ДО —мощность, затрачиваемая на вращение колонны, кВт,

H=Nn + Nx. B; (9.27)

п—в мин-1; Nn — мощность, требуемая для преодоления сопро­тивления при работе долота (разрушение горной породы, трение

о боковые стенки и в опорах шарошек; осевые перемещения); iпx. B — мощность, затрачиваемая на холостое вращение буриль­ной колонны (трение о стенки скважины и буровой раствор).

Мощность Na зависит от многих факторов, не поддающихся точному учету. Имеющиеся в литературе формулы по вычисле — 8010 Na не нашли практического применения, поскольку дают Результаты, отличающиеся от действительного расхода мощно­сти. Поэтому ее значение предпочтительнее определять по экс — 1еРИМентальным данным (табл. 9.19).

Для

Подпись: Для%и бурении долотами с D = 190 мм при п = 79 мин-1 и 150 кН значение Na достигает 11-36 кВт.

определения примерных величин Na можно воспользо-

формулой фирмы “Юз” (США), полученной на основа — . ^g — —

1 Мм.

Подпись: формулой фирмы “Юз” (США), полученной на основа- . ^g- - 1 Мм.

45q ^адовых испытаний трехшарошечных долот с D — 120

Подпись: 45q ^адовых испытаний трехшарошечных долот с D — 120Ватвся Те М.

^г. п-Ю-5-^0’4^1’3, (9.28)

коэффициент крепости горной породы; п — в мин, в мм. рд —

я Мягких пород кг. п = 2,6; для пород средней твердости

Предельные нагрузки (кН) при спуске с клиновым захватом

Длина

клина,

мм

Г руппа прочно­сти стали

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Диаметр труб, мм

 

89

 

127

 

140

 

114

 

Толщина стенки, мм

10

 

10 11

 

9 11

 

10 11

 

1110

1460

1600

1890

1180

1220

1610

1770

2090

2410

1340

1760

1930

2290

2640

930

1220

1340

1590

1830

910

1200

1320

1560

1800

990

1300

1430

1690

1950

590

770

850

1000

1160

740

970

1070

1260

1460

730

960

1060

1250

1440

830

1090

1200

1420

1640

1120

1470

1610

1910

2200

800

1060

1160

1370

1580

1020

1340

1480

1740

2010

1120

1480

1630

1920

2220

1020

1340

1480

1750

2020

1160

1280

1510

1740

Д

К

Е

Л

М

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

300

 

610 770 910 770

800 1010 1200 1010 &80 I 1110 1 1320 1110

1040 1310 1560 I 1310 1100 15 1ВОО 1 1510

870

1140

1260

1480

1710

970

1280

1400

1660

1910

850

1110

1220

1440

1180

1560

1710

1070

1410

1550

1830

2110

1170

1530

1690

1990

2300

1670 | 1890 I 2110 I

960 1070

1260 1410

1390 1550

1640 1830

1050 1170 1290

1380 1540 1700

1510 I 1690 / 1870 I 2040 2020 I 1790 / 2000 / 2210 /2410 , 2330 / 2060 I 2310 / 2530 / 2780 ,

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

400

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Л,

кН

пр, мин

68

92

118

168

220

296

420

140

32

48

70

90-100

14

28

42

56

120-140

28

56

80

__

__

150

60

70

84

]60

210

100

42

78

120

60

110

130

__

72

140-160

84

84

108

180

84

96

100

12

150

17

175

21

28

70-80

10

15

20

25

50

2

_

сть (в кВт) при роторном бурении Ц/Ірй®® 01Иечньши долотами

р,**м

394

346

346

346

295

295

295

295

295

269

269

269

243

140

Подпись: р,**м 394 346 346 346 295 295 295 295 295 269 269 269 243 140 в — 2,3; для крепких пород кг п = 1, 85. Для изношенных до — пот значение кг п увеличивается в 1,5 раза.

Пример 9.4. Определить мощность, расходуемую на работу долота Б — 244,5 мм для следующих условий: Рд = 150 кН; разбуриваемые породы средней твердости; п = 60 мин-1. Решение. По формуле (9.28), приняв кгп = 2,3,

= 2,3 • 10~5 • 60 ■ 244,50,4 ■ 1501,3 = 8,4 кВт.

Мощность (кВт), потребляемая колонковым долотом [20]

К =!Л 5, (9.29)

— удельная мощность, отнесенная к 1 см2 забоя, кВт/см2 колеблется в пределах от 0,06 до 0,18 кВт/см2 в зависимости Давления на забое и скорости бурения); 5 — площадь забоя,

Дл* определения А^.в (кВт) можно воспользоваться полуэм — Рической формулой В. С. Федорова:

/■в = 1°2-^ис/э6.р ЬБЧ1’7, (9.30)

Де к

.не опытный коэффициент, зависящий от зенитного угла.

“ления

°5реп скважины, примерное значение которого можно

8МИн~1ИТЬ И3 Рис Р6 р — в кг/м3; ^ — в м; I? — вм;п —

практически вертикальных скважин с в <5° при работе

# сп°льзуется формула [20]

^581з,5 • 10-ЧсРп1’50°’51б. Р, (9-31)

Рис. 9.3. Зависимость коэффициент зенитного угла в (по Г. М. Саркисов К 0г

У)

-диаметр бурильной.

ГГТ 1 • Г} ____ т-> . .

7г;%-

снижается

Яро.

где L — в м; d бы, м; п — в мин Н/м3.

Для ЛБТ значение NX. B порционально уменьшению веса мате ‘’ ла труб.

Пример 9.5. Вычислить Ах в При щении СБТ d = 140 мм в вертикаль ■

скважине, если L = 2500 м; D = 393 7*0®

га = 60 мин-1; j6.p = 1,4- 104 Н/м3.’ М|

Решение. По формуле (9.31)

Nx. в = 13,5 • 10-8 • 2500 • 0,142 • 601-5 ■ 0,39470-5 • 1,4 ■ 104 и 27 кВт,

Опыт бурения показывает, что искривление ствола приводит к значительному увеличению Агх. в.

Для расчета Nx в (в кВт) на наклонном и искривленном участках ствола скважины соответственно можно воспользо­ваться следующими формулами [20]:

iVx. в(н) = дтц • sin (9-32)

2 п /_т (9.ЭЗ)

радиус искривления скважи-

(9.34)

(9.35)

4.

_ хс^4 р = 12

1-й

d4

х в(и) — 955г у Е101р,

где т — масса рассматриваемого участка колонны; ц ~ 0,15-г 0,40 — коэффициент трения труб; (1 — в м; п — в мин-1; Е1—ъ Н-м2; О — модуль сдвига, Н/м2; 1Р — осевой (полярный) момент инерции при кручении; м ны, м

1 — J, ) ~ 0, и’

N.

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

/2(1 — sin^iSin^2COS/3 — COS^COS^) ’

 

61, 62 — углы наклона в начальной и конечной точках Р3,0^ триваемого участка длиной /; /3 — разность азимутальных У в тех же точках. на­

значения 1¥р и 1р приведены в табл. 9.20, а прочности рактеристики — в табл. 9.21.

Напряжение изгиба на участке искривления определи формулам:

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

,ические характеристики бурильных труб

Ус*0»0*6

д*аИеТР’

ЙМ

Толщина

стенки,

мм

Плошадь поперечного сечения, см2

Осевой мо­мент инер­ции попе­речного сечения

Осевой момент сопротивления, см3

Приведенная масса 1 м трубы (в кг) в соответст­вии с длиной трубы, м

тру­

бы

кана­

ла

трубы,

4

см

глад­

кой

части

трубы

высажен­ного конца в основной плоскости резьбы

6

8

11,5

Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками

60

7

11,7

16,8

42,3

14,0

16,0

10,8

10,4

10,0

9

14,5

14,0

49,1

16,3

17,2

12,9

12,5

12,2

73

7

14,5

27,3

79,9

21,8

26,9

14,3

13,6

12,9

9

18,0

23,7

94,4

25,8

30,8

17,1

16,4

15,7

11

21,4

20,4

106,2

29,1

31,8

19,5

18,9

18,3

89

7

18,0

44,2

152,7

34,3

45,8

17,5

16,7

16,0

9

22,6

39,6

183,2

41,2

54,1

21,1

20,3

19,5

11

26,9

35,2

209,1

47,0

56,0

24,3

23,5

22,8

102

7

20,8

60,3

234,0

46,1

62,1

21,8

20,5

19,3

8

23,5

57.5

259,5

51,1

68,0

23,9

23,0

21,4

9

26,2

54,9

283,3

55,8

7.3,1

25,7

24,4

23,2

10

28,8

52,3

305,4

60,1

77,3

27,6

26,4

25,2

114

7

23,6

79,0

341,0

59,7

92,7

24,2

22,9

21,6

8

26,7

75,9

379,5

66,4

100,0

26,7

25,3

24,0

9

29,8

72,8

415,7

72,7

106,2

29,0

27,6

26,4

10

32,8

69,8

449,7

78,7

111,5

31,4

30,0

28,7

11

35,7

66,9

481,6

84,3

113,8

33,5

32,2

31,0

127

7

26,4

100,2

476,6

75,0

119,2

26,6

25,2

23,9

8

29,9

96,7

531,8

83,7

129,4

29,3

27,9

26,6

9

33,4

93,3

584,1

92,0

138,4

32,0

30,6

29,3

10

36,8

89,9

633,5

99,8

146,2

34,6

33,3

32,0

140

8

33,1

120,1

720,3

103,1

169,0

35,1

32,9

30,9

9

36,9

116,3

792,8

113,5

181,5

38,0

35,8

33,8

10

40,7

112,5

861,9

123,4

192,6

40,9

38,8

36,8

11

44,5

108,8

927,6

132,8

206,8

43,9

41,8

39,8

168

9

45,0

177,3

1433,3

170,3

277,5

46.0

43,4

41,1

10

49,7

172,6

1564,0

185,9

296,6

49,6

47,1

44,7

У словный диаметр, мм

Толщина

стенки,

мм

П лошадь поперечного сечения, см2

Осевой мо­мент инер­ции попе­речного сечення

Осевой момент сопротивления, СМ3

прйв^ масса к** тРУбы

•“«ІЗ

TDvRi. *

тру­

бы

кана­

ла

трубы,

см4

глад­

кой

части

трубы

высажен­ного конца в основной плоскости резьбы

6

8

4M

Щ

Бурильные трубы с приваренными по высаженной бурильными замками

части

73

7

14,5

27,3

79,9

21,8

13,8

13,0

14,4

8

16,3

25,5

87,6

24,0

15,1

89

7

18,0

44,2

152,7

34,3

16,7

15,4

8

20,4

41,8

168,6

37,9

18,9

18,2

114

9

29,8

72,8

415,7

72,7

27,5

26?

10

32,8

69,8

449,7

78,7

29,8

28,5

127

9

33,4

93,3

584,1

92,0

31,5

29,8

10

36,8

89,9

633,5

99,8

43,0

32,4

при вращающейся бурильной колонне (знакопеременные на­пряжения)

<та = EI/rW; (9.36)

при невращающейся колонне (постоянные напряжения)

<7ИЗ = EI/tW, (9-37)

где I — момент инерции при изгибе, м4, I ~0,05 d4 (1 г — радиус искривления [см. формулу (9.35)]; W — осевой момент сопротивления опасного сечения (высаженного конца ^ основной плоскости резьбы или сечения трубы по стабилязирУ ющему пояску, либо по сварному шву), м3, W ~ 0,1 d3 1.

(9-38) (9.:

Подпись: (9-38) (9.:Изгибающие напряжения <тиз < ат/п в вертикальной с жине: переменные напряжения

а а = K2EIf/2l7W;

постоянные напряжения gj

<ТИЗ = 7T2EIf/PW ИЛИ <Тт = 2СГа, ^ „

где / — стрела прогиба колонны (в м) в скважине, м. / " d3)/2; d3 — диаметр замка.

^дляа. полуволны определяется по формуле

10

и

Подпись: 10 и ^ 0,5г + ^0,25г2 + > (9.40)

координата, того места бурильной колонны, где опре — г#е сЯ длина, полуволны (для растянутой части эту величину но принимать положительной,’ для сжатой — отрицатель­на — отсчитывать следует от плоскости раздела сжатой и рас-

тяИУтоИ частей), м.

Напряжение в наклонно направленной скважине. Наи­большее растягивающее напряжение (МПа) в бурильной колонне г наклонно направленной скважине определяется по формуле

1

*<>’ 1065

где(?в — вес колонны на вертикальном участке, Н; (7Н — усилие, действующее на прямолинейных участках, Н; Ск — усилие, дей­ствующее на участках набора и спада угла наклона скважины, Н; (?т — вес УБТ, забойного двигателя и долота, Н

(>* = (9.42)

1

где /; — число секций на вертикальном участке;

п

+ сой^), (9.43)

1

где щ — масса г-го участка колонны; ц « 0,15 4- 0,40 — ко­эффициент трения труб на г-м участке; 9 — угол наклона г-го Участка; п — число наклонных участков;

= дт/совв; (9.44)

^Т~9{ту + тг)(цп8’твп — соБвп), (9.45)

ГД0 I, й

На« ~~ соответственно коэффициент трения и угол наклона

т, астке, на котором расположены УБТ и забойный двигатель. 1е колонны в наклонно направленной скважине напряже — . Каждой секции определяют по двум расчетным схемам секция находится под действием как веса расположен­ная-*е ^сти колонны, так и сил сопротивления ее движению Лщ^^вдвилых и наклонных участках в процессе подъема ко — ’ ) секция находится только под действием веса распо­ет»,, И ни*е части колонны (предполагается, что скважина

^5альная)-

^йа^11166 напряжение, полученное по той или другой схеме, ается за расчетное.

Предельные растягивающие нагрузки и крутящие моменты бурильных труб

Тол­щина стен­ки, мм

Подпись: Тол-щина стен-ки, мм

Услов­

ный

диа­

метр,

мм

Подпись: Услов ный диа метр, мм

Растягивающая нагрузка, соот­ветствующая пределу теку­чести 0,1 кИ

Растягивающая нагрузка, соот­ветствующая пределу прочно­сти ОД кН

Группа прочности

Крутящий момент, соответст­вующий пределу текучести

0, 1 Н-м _______________________

д

 

к

 

м

 

д

 

к

 

л

 

м

 

д

 

м

 

л

 

Бурильные трубы с навинченными замками

60

7

45

58

64

76

88

76

82

88

94

105

614

808

888

1050

1212

9

55

72

80

94

109

94

101

109

116

130

714

940

1035

1223

1410

73

7

55

72

80

94

109

94

101

109

116

130

956

1258

1384

1635

1887

9

68

90

99

117

135

117

126

135

144

162

1131

1487

1637

1935

2233

11

81

107

118

139

160

139

150

160

171

193

1276

1679

1847

2183

2519

89

7

68

90

99

117

135

117

126

135

144

162

1504

1979

2177

2573

2969

9

86

113

124

147

170

147

158

170

181

203

1807

2377

2615

3090

3566

11

102

134

148

175

202

175

188

202

215

242

2061

2712

2983

3525

4068

102

7

79

104

114

135

156

135

146

156

166

187

2022

2660

2926

3458

3990

8

89

117

129

153

176

153

164

176

188

211

2241

2948

3243

3833

4423

9

99

131

144

170

196

170

183

196

210

236

2447

3220

3542

4185

4829

10

109

144

158

187

216

187

202

216

230

259

2635

3468

3815

4508

5202

П4

1 Т

90

118

130

153

177

153

165

177

190

212

2618

3444

3789

4478

5167

8

101

154

147

174

200

174

187

200

214 і

240 і

2 912

3831

4214

4981

5747

9

113

149

164

194

224

194

209

224

238

268

3188

4195

4614

5453

6292

125

164

180

213

246

213

230

246 I

262

295

3451

4541 /

4995 /

5903

6811 /

V —

136

178

196

232

268

232

250

268

286

321 /

3697 /

4664 / 3350 / 6323 / 7296 /

298

332

366

400

4521

4977

5411

5824

6544

7203

9178

8429

7734

8514

9256

9961

5949

6549

7120

7663

8923

9823

10680

11494

405

447

14740

16090

7468

8152

9826

10726

10809

11799

12774

13944

4034

4376

3289 4327 4760 5626 6491 3670 1 4829 5312 6278 7244

5308 І 5839 5758 6334

6900 7963 7486 8638

172 І 198 194 224

217 250

239 276

 

172

194

217

239

 

185

209

234

258

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

127

 

198

224

250

276

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

215

240

264

289

 

248

277

305

334

 

215

240

264

289

 

232

256

285

311

 

248

277

305

334

 

265

295

326

356

 

140

 

168

 

292

323

 

337

373

 

292

323

 

315

348

 

337

373

 

360

398

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Бурильные трубы с приваренными по высаженной части замками

73

7

55

72

80

94

109

94

101

109

116

130

956

1258

1384

1635

1887

8

62

81

90

106

122

106

114

122

130

147

1051

1385

1523

1800

2077

89

7

68

90

99

117

135

117

126

135

144

162

1504

1979

2177

2573

2969

8

77

102

112

133

153

133

143

153

163

184

1660

2187

2405

2843

3280

114

9

113

149

164

194

224

194

209

224

238

268

3188

4195

4614

5453

6292

10

125

164

180

213

246

213

230

246

262

295

3451

4541

4995

5903

6811

127

9

127

167

184

216

250

217

234

250

267

201

4034

5308

5839

6900

7963

10

140

184

202

239

276

239

258

276

294

331

4376

5758

6334

7486

8638

Рис. 9.4. Трехинтервальны филь наклонной скважины-**

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫI — вертикальный участок’ // сток, на котором угол наклона ув" ^

вается; III — прямолинейный

ный участок *Лок.

Для скважин с трехинтервальным профилем (рис. 9.4) по первой расчетной схеме для секций, расположенных на участке III, <тр (в МПа) определяют по формуле (9.41) при 6’в = <?„ = 0: 1

°р ~ іо^ У + Ро)5п;

(9.4?)

Подпись: (9.4?)Пз

Ои^2дт{11г11((13&тв3 + соз03); і

СТ = д(ту + тт)(/х38т03 + соэ^з),

П 3

где ^ тії1/1 — общая масса секций рассматриваемого сечеяЛ кг; п3 — число секций на прямолинейном наклонном учасїке

111‘ еса

По второй расчетной схеме ар (в МПа) от собственного в

определяется из выражения (9.41) при Ов = (7Н — 0 и "

тогда.

°р = То^1,1^ (?т^11 + Шу + Шт) кї + 1о2^п + Ро^п’ ^ ^

4б) *

Большее из напряжений, полученных по формулам (9.49), принимается за расчетное. ‘ ^

Напряжение изгиба труб на участке III в процессе пРаХ°пре — ния их через искривленный участок при подъеме колонні

по формуле (9.37). Наибольшее напряжение для этой

+ (9.50)

( секний, расположенных на искривленном участке II, стр л7я’) вычисляют по формуле (9.41) при Св = 0, а 6’н и Ст — (^р„улам (9-«) к (9.45):

—3—, 1Д<7(6н + 6’н + От)к + Ю2(рп + ро)^, (9.51)

?р’1025

__ ^2[—2^тг-г(с°802Л: — совв-1) — дгтцгАвг8тв2к — С7Д0*]+ ^г(япв„-ип^)1, (9.5-2)

__ угол наклона в верхнем сечении рассматриваемой Г * на участке II; в2к — угол наклона скважины в конце

участка искривления II; Д0г — = в2к — в-1 — разность углов, рад; г— радиус кривизны, м; т,- — масса 1 м трубы секции, кг/м; д= (гн + — натяжение, действующее в начале участка II,

н

По второй расчетной схеме напряжение (в МПа) от собствен­ного веса для труб участка II

1 „ . /Из. .г,

102Ј

Подпись: 102Ј1,1« ‘ + Е mi(r; + mv + mTj fci + Ю2(р„ +

1 1 (9.53)

n2

где Е — общая масса секций на участке II до рассматри — !=1

ва«мого сечения п-й секции, кг; 1-! = 0,01745гД0,-.

Большее из полученных напряжений принимается за расчет­ное.

48=Гй Л

о. * ~~ р2Н; Ов — вес вертикального участка.

Подпись: 48=Гй Л о. * ~~ р2Н; Ов — вес вертикального участка. Для секций, расположенных на вертикальном участке I, зна­нию о-р находят по формуле (9.41). Величины Сп, СТ и (7И дд^1яют по формулам (9.43)-(9.45). Значение С? и находят для

Нацц

Р ~ ‘ > 1 Ад тД + J2 m-ilj1 + £ тЛ7/ + тУ + ттj +

Подпись: Р ~ ' > 1 Ад тД + J2 m-ilj1 + £ тЛ7/ + тУ + ттj +^Ряжение по второй расчетной схеме от собственного веса ff, _ 1 10%’

^Pn+Po)5’n; ^ 1 ‘(9.54)

Hon Пз и пз — число секций на 1,11 и III участках.

% (п Л*ее из напряжений, полученных при расчете по форму — J| ‘ > и (9.54), принимают за расчетное.

11 ®аэ«кАНость бурильной колонны. Расчетные формулы

^0фИЦИент запаса прочности. Прочность бурильной ко — Рбделяется при статической и динамической нагрузках

как при спускояодъемных операциях, так и в процессе б? Условие прочности при действии ТОЛЬКО ПОСТОЯННЫХ Но ^ ных (растягивающих или сжимающих) напряжений

а ^ [сг],

где [<?] — допускаемое напряжение,

[о-] — ^т/^з. П’

Коэффициенты запаса, прочности кЗЛ1 в зависимости от V вий работы приведены в табл. 9.22. °’

Для нормальных (растягивающих и сжимающих) и касател ных напряжений условие прочности определяется из следую,,Ь выражений:

Лт2 + 3г2 < [ст], (9.5^

где а — растягивающее сгр или сжимающее асж напряжение — т — касательные напряжения. Значения стр, сгсж и т определяются из выражений, приведенных выше.

При одновременном действии (гр и г допускается использо­вать приближенную формулу

1,04<7р < [а]. (9.58)

Для искривленных участков скважины и при бурении с пяа-

вучих средств (для участка колонны, расположенного между судном и дном акватории)

(«р + О2 + Зг2 < [сг], (9.59)

сгиз — изгибающее напряжение на изогнутом участке.

Для наклонно направленных скважин вместо выражения (9.59) допускается пользоваться приближенной формулой

1,08сгр + сгиз < [сг]. (9,6°)

SHAPE \* MERGEFORMAT РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Табл

Подпись: Табл

иц» 9,22

Подпись: иц» 9,22

роторным

способом

Подпись: роторным способом РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Коэффициент кг. п при бурении

Подпись: Коэффициент кг.п при бурении

Скважина

Подпись: Скважиназабойными

двигателями

1,30-1,35

1.35

1.35

Подпись: 1,30-1,35 1.35 1.35 Вертикальная Наклонно направленная Морская

Примечание. Большее значение кг,„ принимается для ослоя условий бурения.

отсутствии касательных напряжений (бурение забойны — ЯР^гателямя) выражение (9-59) принимает вид

< И-

Подпись: < И-(9.61)

(Гр

л пускаемая нагрузка для бурильной трубы в клиновом за хваТе должна быть

/і < (гдоп —

Подпись: /і < (гдоп —(9.62)

и — коэффициент запаса прочности, к2= 1,1 для труб с ГДЄ<640 МПа, &2=1,15 для труб с стт >640 МПа.

^ Допускаемое внутреннее давление

[(>„] = Рб. т/^з, (9-63)

гдеРбт — потери давления в бурильных трубах; &3=1,15. Допускаемое наружное давление определяется из выражения

Ы = РкР/^4 (9-64)

(*4 = 1,15).

Критическое давление находят по формуле Г. М. Саркисова ркр = 1,1Агтіп(Д — у/А*ЕКъроа), (9.65)

Зе

где А = ап + ЕК1р{ 1 — з

__

Р=^о/^тт; £* — наружный диаметр трубы; стп — предел про­порциональности, принимаемый в расчете равным пределу те­кучести материала трубы; е = 0,01 — овальность труб; <5т1п = 0,8750; Я0 = 0,935(5; 6 — номинальная толщина стенки труб.

Допускаемая нагрузка на замковое соединение (вес колонны) ЛРИ &з. п=1,5 определяется из табл. 9.23. оапас прочности для бурильной колонны, находящейся

-); А’п

Подпись: -); А'п^тіп / & Л о — Ь01В;

под Таблица 9.23

Дои

Допускаемый вес колонны. кН

Подпись: Допускаемый вес колонны. кН

Допускаемый вес колонны, кН

Подпись: Допускаемый вес колонны, кНУскаемый вес колонны при <гт=735 МПа Тип замка

Тип замка

SHAPE \* MERGEFORMAT РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

1070

1540

1510

2630

3610

1460

1830

Подпись: 1070 1540 1510 2630 3610 1460 1830

2690

2940

910

1140

1910

1970

2630

Подпись: 2690 2940 910 1140 1910 1970 2630

ЗН-95

Ї’108 Й-ІІЗ

% ЗШК-133

ЗШ-178, ЗШК-178 ЗШ-203 ЗУК-108 ЗУ-120, ЗУК-120 ЗУ-146, ЗУК-146 ЗУ-155, ЗУК-155 ЗУ-185

действием как переменных, так и постоянных напряжен^ деляется из зависимости,011Ре.

/ А (СТ-1 )о

(а_і )о——- <7 р

(<7-1 )і

-ат

<7„

п =

 

(9-6б)

 

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Са

 

где (сГ_г)о — предел выносливости трубы при симметрии цикле изгиба (табл. 9.24); ав — предел прочности; ар пряжение растяжения; ста — амплитуда переменных напряж^’

Подпись: где (сГ_г)о — предел выносливости трубы при симметрии цикле изгиба (табл. 9.24); ав — предел прочности; ар пряжение растяжения; ста — амплитуда переменных напряж^'80Ь(

1а-

изгиба; ат

Подпись: изгиба; атпостоянное напряжение изгиба. ""И11

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной кол0„

(9.67)

Подпись: (9.67)ны (верхний конец сжатого участка УБТ) при <тр=0 (<7-0 о

п

(<7-1 )і

-СГ-г

<7Й

П =

Подпись: П =

<7 а

Подпись: <7 а

(9.68)

Подпись: (9.68)

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

Подпись:

Диаметр,

мм

Трубы с резьбой треугольного профиля

Т рубы со стабилизиру­ющими пояс­ками ТБВК

Трубы с при­варенными замками ТБВП

Легко ные б ные 1

ЛІ

;плав-

фИЛЬ-

рубЫ

1953,

К-48

 

д

К

Е

Д

К

Е

д

К

Д16Т

 

73

75

65

140

140

150

50-56

 

89

75

60

120

 

102

110

120

 

114

70

60

80

140

110

120

100

90

43-52

 

127

100

110

100

90

 

140

70

60

80

100

110

110

90

40

 

147

36-46

 

Подпись:

Таблица 9.24

Подпись: Таблица 9.24

Значение аа определяют из (9.38). У нижнего конца буриль­ной колонны над УБТ сгр = 0, тогда

п = (ст_1)0/аа. (9.69)

Подпись:Значения ста и ат определяют из выражений (9.36) и (9.37).На искривленных участках наклонно направленных и вертикаль­ных скважин при о*т — О

ффициент запаса прочности по формулам (9.66)—(9.60) ‘2Гбыть»>1,5.

дичины (<7-і)о для труб, приведенных в табл. 9.24, полу — дри натурных испытаниях.

^поверочный расчет бурильной колонны. При про — 0чйом расчете бурильной колонны рассчитывают нижнюю? еР руф) секцию на внутреннее и наружное давления; вычи — юТ напряжения растяжения и сжатия и соответствующие (ЪфйЦИенты запаса прочности от действующих нагрузок. Затем определяют рациональную компоновку, т. е. длины сек­ций колонн по допускаемым нагрузкам.

При бурении забойными двигателями расчет бурильной колонны сводится к определению ее допускаемой глубины спуска /вм). Для одноразмерной колонны в вертикальной скважине, составленной из труб одной группы прочности

Рр(1) ~ ІДЯ^ТП;У + тт)кі — (р„ + Ро)5’Т 1,1т1дк1 ’

где к = (1 — 7б. р/7м))

Рр(1) = о’тСі/^з. п, (9-71)

Рр(і) — допускаемая растягивающая нагрузка на, трубу, Н; Ш] — масса 1 м труб, кг/м; 5Т — площадь поперечного сечения трубы; (?! — предельная нагрузка на трубу (растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести), Н (табл. 9.24). Остальные обозначения приведены выше.

Общая длина колонны I = /0 + /у (и длина соответственно забойного двигателя и УБТ).

Для одноразмерной мпогосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (ниж — №и) секции вычисляется по формуле (9.70).

Длина второй секции

<9-72>

Д^ина третьей секции (з ї ^(з) — Р Г)

„ТЯ5ЇГ"-«- <»■«>

Труб р(2)> -Рр(з) — допускаемые растягивающие нагрузки для *г/м*а*Дой секции, Н; ?722; т3 — масса 1 м труб каждой секции,

Д«я*ая ДЛИНа КОЛОННЫ Ь = 1у + 1-і + /2 + Із-

4 іІВ^хРазмеРной (двухступенчатой) колонны, состоящей Ней части из труб большего диаметра,, каждая ступень

которой включает несколько секций (многосекционная) секций 1-й (нижней) ступени определяются ПО формула^^/1^ и (9.73), а длина секции 2-й (верхней) ступени определяй следующих выражений: с* Из

^-+1 —

Подпись: ^-+1 —Рр(к + 1) — Рр(к) — Ю‘(р„ + Ро)$п,

1,1?/^+!)^! ’ (9.74)

7, — ^р(^+2) ~ -^рО’-И)

+2 1ДЩк+2)дкг ‘ ” (9-?5)

где к — число секций 1-й (нижней) ступени; Рр^к+У). р Рр{к) — допускаемые нагрузки для труб 1-й и 2-й секций 2-й ст? пени и последней секции 1-й ступени, Н; — разность площаад проходных сечений труб нижних секций 2-й и 1-й ступеней бу рильной колонны, см2; пцк+г) и т(*,+2) — массы 1 м бурильных труб 1-й и 2-й секций 2-й ступени.

Если колонна трехразмерная (трехступенчатая) и каждая из ступеней многосекционная, то длины секций 1-й ступени (в и) определяются по формулам (9.70) и (9.73), длина, секций 2-й сту­пени — по формулам (9.74) и (9.75), длины секций 3-й ступени— по следующим формулам:

, _ ^"р(П + 1) — Р-р(п) ~~ Ю (Рп "Ь Ро)^"п /г. пл

ы+1 — ————— —л————

1,1т{п+1)дк1

1п+2 = Рр("+2) ~ Рр(;+1) и х. д., (9.77)

где п — число секций 1-й и 2-й ступеней бурильной колонии; Рр(п) — допускаемая нагрузка для труб верхней секции 2-й сту­пени, Н; Рр(„+1) и Рр(п+2) — допускаемые нагрузки для труб Ь11 и 2-й секций 3-й ступени, Н; ,в! п! — разность площадей проход ных сечений труб нижних секций 3-й и 2-й ступеней колоний СМ2. а

Расчет длин секций бурильной колонны для наклонно наП^ вленных скважин, так же как и напряжений, проводят по расчетным схемам, указанным выше.

Длина первой секции труб, расположенных на. накло участке (для скважины с трехинтервальным профилем),110 вой расчетной схеме из выражения (9.41) с учетом сгиэ (в ь1’’

Ег I Б

— — — 1,1д{ту + т-Т)(цъ$,тв3+

ГУУ 1

[111= ___________ +соб6|з)/с1 — 10~(рп + Ро)5п_____________________ (9′,ь’

1 1,17тг1й'(//351п6,3 -Ь СОв^з)^!

Дя0на втоР°^ секшш тРУб, расположенных на наклонном £/,5, Е13-,

Р^’ Р(1>+ гУг ~ гЖа ,ц п)

= ГДт25г(/из81п6’з + соз^з)*!

здесь Рр(2) = АЛ*- — Рр(1) = Р/п — допускаемые осевые на — КИ для труб первой и второй секций, Н; Р} и Р2 — предель — нагрузки, Н; /ь /2, ^ и ’’Мъ — соответственно осевые мо — ^■гЫ инерции и сопротивления труб первой и второй секций;

^ £2___ площади поперечных сечений труб первой и второй

см2; Е — в Н/см2. Значения то, I, И7, 5 приведены в

табл. 9.20.

До второй расчетной схеме длины указанных секции с учетом их собственного веса

„I — Рр(1) ~ 1 Д#(ОТУ + тт)^1 — Ю2(Рп + Ро)5п 80.

,ш = и х. д. (9.81)

2 1,1т25г^1

Полученное по формулам (9.78)—(9.81) меньшее значение / принимается за длины секций.

На искривленном II участке длины секций определяют с уче­том растягивающих и изгибающих нахрузок. Для выбранной трубы первой секции предварительно находят (с учетом аУЛ)

1,1*1

‘^(Рь + р»^], (9.82)

Глр Р

•гр(1) — допускаемая нагрузка для труб первой секции ис — РИВДенного участка II.

Длина первой секции искривленного участка

1 = 0,01745г((92к — 6>(7). (9.83)

^апее выбирают трубы для второй секции и аналогично рас — аК)т ее длину IIі:

с — 1 РГ 9

1дХ^[^р(2) 1,1(^иі + Сгн + От)кх — 102(рп-|-

^5°]; (9.84)

2 ^°,01745г(61(/ — О")- (9-85)

Но3?01,114110 находят длины других секций.

°Р0й расчетной схеме длины секций на искривленном

участке вычисляют по формулам, аналогичным (9.80) при этом Рр(1) и Рр(2) — допускаемые нагрузки для ‘груб и второй секции на искривленном участке

Рр(1) — 1,1&(ту + тт + Е — Ю2(Рп +Ро)8п

їй ____________________________ і________________________

1 1,1т1дкі ’ (9.86)

I11 = ^р(2) ~ ^р(х^

2 1,1тп2дкі (9-Х?)

Для вертикального участка длину первой секции для выбп ных труб определяют по первой расчетной схеме: из выра*ен^

Iі — Рр(:) ~ + (?т)^і — 102(рп + Ро)$п _

1 1,1^!^!

длина второй секции

Рр(2) — Рр(г)

‘■ = ТЇ^"т’д — (5’»1

В (9.89) Рр(!) и Рр(2) — допускаемые нагрузки для труб первой и второй секций вертикального участка.

По второй расчетной схеме длины секций вертикального участка

п2 пЗ

Рр(1) — 1Д5(ту + тт + ’52ші1іІ + 1] ГПІІ1/1)^-

1 1

^ _ _______________________ — Ю2(Рп + Ро)5„________________________ ^ до)

1 1,1 тпдкх ’

і = Р&- — р(-^ и т. д. (9-91)

2 1,1 т,2дк

Если для наклонно направленной скважины іе < 0,5°/Ю **’ то допускается рассчитывать бурильную колонну на прочность без учета влияния искривления, т. е. только по второй расчет« схеме по формулам (9.49), (9.53), (9.80) и (9.81). ^

При использовании для спускоподъемных операций клин го захвата, коэффициент запаса прочности

к аю3 (9.92)

2 д(шбт + тпу + тт)к! ’ где ЄК — предельная нагрузка на клиновьтй захват согласно^ ^ муле (9.23), кН; тбт — масса бурильных труб, кг; ту и масса УБТ и турбобура, кг.

Расчет проводится для верхней трубы каждой секи»11, Пример 9.6. Рассчитать бурильную колонну Для

йОГО профиля (см. рис. 9.4). Исходные данные [20]: Я =

■ Ьв ~ м’ 7 ~ м> 2к ~ ^Зн = ^°’ бурение ве-

^ ПОД эксплуатационную колонну диаметром 168 мм в 27.3- ^ояонне; способ бурения турбинный; масса турбобура? пт = кг; длина его 14 м> диаметр бурильных труб d = 140 мм; — 244,5 мм; Рд = 90 кН; перепад давления в турбобуре и доло — ^7 ^.р0) = б МПа; удельный вес раствора 7б р = 1,4-104 Н/м3. Решение. Принимаем dy = 178 мм. Длина одноразмерной «А-ияы УБТ ПРИ ^ = 0,822 и qr = 1,53 будет [см.

долови

формулу (9.1)J

s 1,15(РЯ — <?™т)/V/i = 1,15(90 — 9,81- 2500 ■ 10“3)/(0,822х

Й>)=60 м- Масса УБТ

= 60 • 1,53 • 103/9, 81 = 9350 кг.

Для первой секции, расположенной на наклонном участке, принимаем трубы 140×9 группы прочности Д(стт = 373 МПа). Прочность труб на наружное давление проверяется при давле­нии 25 МПа, тогда коэффициент запаса прочности при критиче­ском давлении 35 МПа кп — 35/25 = 1,4, что достаточно.

Длина 1-й секции труб на наклонном прямолинейном участке IIIпо первой расчетной схеме вычисляется из выражения (9.78). Принимая геометрические и прочностные характеристики труб из табл. 9.20 и 9.21 в3 = 03н, /j,3 = 0,3, получаем

140-104 2,1 ■ 107 — 792,8 — 36,9

1,35 250-113,5-102 1,1-9,81(9350+

= +2500)(0,3 • 0,1736 + 0,9848)0,822 — 102(6 ■ 116,3) _

1,10 • 33,8 • 9,81 • 0,822(0,3 • 0,1736 + 0,9848)

=1920 м.

Допускаемая длина этой же секции по второй расчетной схеме из выражения (9.80)

^ = 3^ ~ 1,1-9,81(9350+ 2500)0,822- 102(6 • 116,3)

" 1,10-33,8-9,81 ■ 0,822 =

=2680 м.

принимается меньшее значение 1и — 1920 м.

^•стк СЛедУет из Рис — 9-4, длина прямолинейного наклонного

U = Н(feB + hn) = Я — (Яв + rsinlO0) _

COs^ cos в cos 10°

2000 — (260 + 250 ■ 0,1736) , ,!п

0,9848 ~ 20 м, т. е. н < /х —

телыю, длина бурильной колонны на наклонном участке 11И = 1720 — 60 — 14 = 1646 м.

то"’ = 33,8 — 1646 = 55 700 кг.

:ЧеНИИ ЭТОЙ СеКЦИИ [см. б)гт„

(9,41)] ‘ ‘ Р Уй?

1,1 • 69 • 104 • 0,822 + 102 ■ 6 • 116,3

Подпись: то"' = 33,8 - 1646 = 55 700 кг. :ЧеНИИ ЭТОЙ СеКЦИИ [см. б)гт„ (9,41)] ‘ ‘ Р Уй? 1,1 • 69 • 104 • 0,822 + 102 ■ 6 • 116,3 Масса труб на участке III и

Напряжение В верхнем сечении ЭТОЙ секции [см. фор у Уд

= 197 МПа,

102 • 36 9

где GH + GT = 9,81(55 700 + 9350 + 2500)(0,3 • 0,1736 + 0,

69 • 104 Н.

Напряжение при изгибе

2,1 • 1011-792,8 голттт <7из_ 250-10* -113,5-1 ~58 М

Наибольшее нормальное напряжение а = 197 + 58 = 255 МПа,

коэффициент запаса прочности Кп = 373/255 = 1,46.

По первой расчетной схеме в верхнем сечении участка II

= М • 9,81(69 • 104 + 51 • 103)0,822 + 1026 — 166,3 ар 102•36,9

Здесь Сн = 0,3[—2 • 9,81 • 33,8 • 250(cos 10° — cos 0°)] — 9,81Х

хЗЗ,8-250-0,1745 sinl0o-69-104-0,1745+[9,81-33,8-250(sinlO°’ -sinO0)] = 51 • Ю3 H;

0" = в2п = 0; Ав = в2к — в2н = 10° = 0,1745 рад.

G = GH + GT = 69 • 104 Н.

Тогда а = 210 + 58 = 268 МПа.

По второй расчетной схеме

1,1-9,81(1480 + 55 700 + 9350+

= _+2500)0,822 + 1_0216-1_1613 =

р 102 • 36,9

Здесь mg’ = ml11 = тгАв = 33,8 ■ 250 • 0,1745 = 1^80 А,.п = 373/268 = 1,4.

Да вертикальном участке по первой расчетной схеме

I 1.9,81(86,1-103 + 69-104 + 51х

^!а-822+ 1°а’6-116-3 = 232 МПа.

—102 ■ 36,9

Здесь растягивающая нагрузка на вертикальном участке

„I — 33,8 * 260 • 9,81 — 86,1 • 103 Н.

Ьв" т

да участке I по второй расчетной схеме

!51 • 9,81(65970 + 9350 + 2500)0,822+

+ Ю2 — 6 ■ 116, 3

= 215 МПа;

102 — 36,9

П1 г

Гш,// = Шбт = 8790 кг;

у тії1 = тіі = 1480 кг;

и

1

= К" = 55 700 кг;

1

т‘бТ + тпЦ + тЦ1 = 8790 + 1480 + 55 700 = 65 970 кг.

Наибольшее напряжение ар — 232 МПа, коэффициент запаса прочности

& = 373/232 = 1,61.

Коэффициент запаса прочности при спуске труб с использо­ванием клинового захвата по формуле (9.92) при Рд = 1170 кН (см. табл. 9.18)

к 1170 • 0, 7 • 103

Чп. к =————————- !———————— = 1 39

9,81(65970 + 9350 + 2500)0.822 ’ ’

410 больше допустимого.

Как ^0тоРном бурении проектирование колонны, так же ра П^И ®УРении забойными двигателями, начинается с выбо — {(0^ИаметРа труб нижней секции, устанавливаемых над УБТ. 3оп РУкция колонны в значительной степени определяется гру­зин Ъв*н°стью буровой установки. Поэтому для глубоких сква — д®РИМеняются многоразмерные (ступенчатые) колонны.

5 ВеРтикальных скважин на выносливость рассчитывают

250 цКе Секиии колонны, расположенные над УБТ на длине 200 СекДии в местах перехода от одного размера труб к дру ДЛя Многоразмерных колонн). Если колонна однора. змер

пая, то на выносливость рассчитывают сечение, располо*. над УБ’Г (2 = 0). ^

Если скважина наклонно направленная, то на выносдИв рассчитывают все трубы, расположенные ниже начала цЗ вления скважины. ‘-*’1

Наибольшие напряжения от статических нагрузок вознц^ у устья скважины и в местах перехода от труб одного диац^’ к трубам другого диаметра. Расчет труб ведется на совмес^ действие нормальных и касательных напряжений. 11

Для определения длин секций труб в вертикальной сква^ц, вначале выбранные трубы рассчитывают на наружное и 8#[ треннее давление. Затем находят длины секций при коэффициенте запаса прочности.

Длины секций (в м) одноразмерной колонны, состоящей нескольких секций,

Рр1 — 1, gmyki — 102ро5п 11 — ’ <» / __ Рт и т д 1^1

1,1 т2дк

Здесь Рр(1) = Рх/1,04кЪЛ1-, Рр(2) = Р2/1,04&3.п; Рх и Р2 — пре­дельные нагрузки для труб, Н (см. табл. 9.21); гпу — масса тр)< УБТ, кг; р0 — перепад давления на долоте, МПа; Яп — плошай проходного сечения над долотом, см2.

Общая длина бурильной колонны

X = 1у "Ь 1 4-12 — Ь…

Длины секций (в м) двухразмерной (двухступенчатой) ко.®®’ ны определяют но формулам: длины секций верхней ступени

^+1 —

Подпись: ^+1 —Рр(к +1) ~~ Рр(к) ~ Ю Ро^п (9,й

1,1т{к+1)дкх

Pv{k + 2) Рр

1, 1тП(1с + 2)дк1

Здесь Рр(£-(.1) — Р(£_)_1)/1,04 к3 п, Рр(к + 2) Р(*,- + 2)/1’

Рр{к) = Рк/1,04 кг, п Б! п — разность площадей проходных се труб НИЖНИХ секций второй И первой ступеней, СМ2. ту[[е-

Если колонна трехразмерная, то длины секций первой ^ ни определяют по формулам (9.93) и (9.94), длины секции в

„и —- по формулам (9.95) и (9.96), длины секций третьей

стУ0е

сГуЦеЯИ ^ 102 сП

РМп + 1) ГР(П) 1и Ро^п ^д д^ч

Ц Iй 1) 1т(п + 1)5^1

^4н2г^+1) их ^ (д. д8)

Ц2 " 1, 1тП(п + 2)0М

Здесь Рр(п + 1) — Р(п + 1)/1? 04 &з. п, — Рр(п + 2) — Р(п+2)/1) 04 &3рП; р = Р(П)/1,04 Лтэ п; 5„7 — разность площадей проходных се — ч^й труб нижних секций третьей и второй ступеней.

Для наклонно направленных скважин порядок расчета, ана­логичен изложенному выше. При расчете напряжений условие лрочности проводится с учетом касательных напряжений. Для общего случая растяжения, изгиба и кручения условие прочно­сти определяется выражением

1,08сгр + сгиз < [а]. (9.99)

Допускаемые нагрузки с учетом увеличения касательных на­пряжений на изогнутых участках принимают равными: Рр^ = АЛД&эл,; Рр(2) = Ра/1,1 *з. п и т. д.

Пример 9.7. Рассчитать бурильную колонну диаметром 4т = 140 мм для вертикальной скважины и следующих усло­вий: глубина бурения 2750 м; бурение под обсадную колонну <1 = 299 мм в осложненных условиях; п = 120 мин-1; В — 393,7 мм;

перепад давления на долоте р0 = 5,5 МПа; Рд — 124 кН; 7б р =

М-104 Н/м3.

Решение. Рекомендуемый диаметр УБТ — 254 мм (см. табл. 9.11). Поскольку <16т/<1у = 140/254 = 0,55<0,7, то УБТ вставлена из труб нескольких диаметров: УБТС2-254; УБТС2- ЗиУБТС-178 с массами 1 м трубы соответственно 296, 215 и 156 кг/м.

Общая масса УБТ должна составить

‘ 1,25 Рд/д = 1, 25 • 124 • 103/9, 81 = 15, 8 ■ 103 кг.

трех размеров УБТ принимаем равными соответ — ^о: /1 = 30 ^ = 18 м, /3 = 9 м. Общая масса составит

у ‘ 36 • 296 + 18 • 215 + 9 ■ 156 = 15, 9 ■ 103 кг.

««жней секции выбираем трубы с высаженными внутрь ЙацИ РазмеРом 140×10 мм группы прочности Е.

С Ряжения изгиба определим по формулам (9.38) и (9-39). ^ела прогиба

^ *«> иоа

" 1 • 39,37 — 17, 8)/2 = 12,8 см.

Угловая скорость и = 3,14-120/30 = 12,56 с-1.

Длина полуволны по формуле (9.40) при г ~ 0

, _ Ю,/2ДаОп • 861,9 ■ 1(Г8 ■ 12, 561 п _ 12,56 у 102 • 36,8 -13,3 м

Значение /р взято из табл. 9.20.

По формуле (9.38)

3,142 • 2,1 ■ 10п • 861, 9 — 10“8 ■ 0,128

°а ~ 2 • 132 • 192.6 • 10~® “ 351 ‘ ]°5Н/^2 й

35,1 МПа.

стт = 70,2 МПа.

По табл. 9.24 (<т_= 80 МПа.

Для выбранных труб ав = 735 МПа.

Тогда коэффициент запаса прочности

_ 80 ,

3-П — СП —

35,1 + —-70,2

что допустимо.

Длина секции из расчета на статическую прочность при *! = 1-1,4/7,8 = 0,822

204■ 104

— 1,1 -9,81 • 15,8- 103 • 0,822- 5,Ю2-112,5

1,1-36,8-9,81-0,822 3421 м,

что выше требуемого значения длины бурильных труб

/бт = L — /о = 2750 — 63 = 2687 м.

Пример 9.8. Определить прочность бурильных труб ^вы­саженными внутрь концами ТБВ 140×10 (длина труб 11,5 м/ группы прочности К при следующих условиях: Н = 2400 Л скважина вертикальная; способ бурения — роторный; в лнтер вале 1200—12.13 скважина искривлена; углы наклона в начальЯ” и конечной точках участка искривления составляют = 1 и 62 — 2°; азимуты в тех же точках 0Х = 70° и /?2 = 150°; ^аС УБТ шу = 15 т; длина /у = 62 м; 76 р = 1,24 — 104 Н/м3; пеРеП давления на долоте р0 = 5 МПа. ^ I

Решение. Радиус искривления по формуле (9-35)

0 = 02-0!= 80°

г =__________________ — — —13____________________ = 285 *■

— 0, 0262 ■ 0, 0349 ■ 0,1736 — 0, 9927 — 0,9994)

йцимая Ip = 861,9 см4; Wv = 192,6 см3 из табл. 9.20 по Le (9-37) вычислим

^ ? 1-Ю11-861,9 оо Л(ГТТ

fii___________ и 33 МПа.

Лз= 28ГЇ0ГГ192,6

j^acca бурильных труб на глубине 1200 м

— 36 8 • 1200 = 44,16 • 103 кг.

На глубине 1200 м

9,81(44,16 + 15) 103 ■ (1 — 1,24/7, 85) + 102•5 • 112,5

(Гр = 102 • 40, 7

133,7 МПа

iS л 40,7 см2 из табл. 9-20).

Коэффициент запаса прочности по формуле (5.68) при [о i)d — МПа (табл. 5.24), ав = 687 МПа (табл. 5.11),

От = стр> °а = Стиз’

60- (60/687)133,7 _

&3.П — gg ^?40,

что достаточно.

Пример 9.9. Рассчитать собственно бурильную колонну на выносливость для следующих условий: бурение вертикальной скважины под эксплуатационную колонну роторным способом ведется в интервале 3600-4600 м. Обсадная колонна, спущен­ная к началу бурения, состоит из труб диаметром 245 и 219 мм (диаметром 245 мм — 2100 м, а диаметром 219 мм — 1600 м); и = 60 мин-1 (1 с-1;) D = 190 мм; перепад давления на долоте Ро = 8 МПа; Ра = ПО кН; />бр = 1300.

Решение. Бурильную колонну выбираем двухразмерной 44×127 мм.

Для расчета на выносливость для первой нижней секции ко — , ны, расположенной над УБТ (z = 0) следует вычислить оа и

‘Л*

бурения долотом D = 190 мм в нижней части колонны ^Усматриваются трубы 114×10 Д.

РИ г = о (расчет сечения непосредственно над УБТ)

Учитывая небольшую разницу между длиной трубы ц волны, принимаем /п = 12 м.

Стрела прогиба колонны в скважине при диаметре 146 мм За, ь,8а

/= (1,05 • 0,19 — 0,146)/2 = 0,027 м.

Тогда

= 15,6 МПа,

Подпись: = 15,6 МПа,3,142 —2,1- 1011 ■ 449, 7 ■ Ю“8 ■ 0,027

106■122•111,5- 10“6

где 111,5 см3 — осевой момент сопротивления высаженного ков в основной плоскости резьбы.

Постоянное напряжение цикла

<тт = 2аа = 31,2 МПа.

Коэффициент запаса прочности по формуле (9.67) для труб из стали группы прочности Д с <тв = 637 МПа

£ — _________ 12_______ — 3 67

^З. П — уА —

15,6+ —3!, 2

что достаточно.

Оставить комментарий