Материал: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007

Диаметр, мм		Жесткость EI, кН·м²
наружный	внутренний
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

Рис. 5.1. Зависимость критической нагрузки от длины секции УБТ.По заданным значениям и определяют k, а следовательноР_кр = kq₁ℓ_убт(см. рис. 5.2).Для одноразмерной колонны УБТ Р_кр может быть также вычислена по формуле (5.7). При этом величину F_кр получают из рис.5.1 для λ₁ = 1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для λ₁ = 0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).Рис. 5.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ:а – 146 × 178 × 203 мм, б – 178 × 203 × 229 мм.Если d_у нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при

Р_д > Р_кр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.). В табл. 5.16 приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор а и диаметры УБТ d_убт(мм), на которые они устанавливаются, в зависимости от диаметра долота D.Таблица 5.16

Диаметр долота, мм	Наибольший размер опоры, мм	Диаметр УБТ, мм
139,7-146,0 149,2-151,0 158,7-165,1 187,3-190,5 212,7-215,9 244,5-250,8 269,9	133 143 153 181 203 230 255	95; 108 108; 114; 120 114; 120; 133 120; 133; 146 146; 159 159; 178; 178; 203

Число опор на длине УБТ определяется по формуле:n_п.о= (ℓ_i - ℓ₀)/а – 1, (5.12) где ℓ_i – длина i-й секции УБТ, м; ℓ_о – длина компоновки для борьбы с искривлением (для i> 1 величина ℓ₀ не учитывается.Таблица 5.17

Диаметр УБТ, мм	Расстояние а (в м) при n, с^-1
Диаметр УБТ, мм	0,8	1,5	2,0	2,5
108-114 120 133 146 159 178 203	20,0 22,0 23,5 25,0 31,0 33,0 36,0	16,0 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 27,0	13,5 14,0 15,0 16,0 18,5 21,0 23,0	12,0 13,0 13,5 14,5 17,0 19,0 20,5

В табл. 5.17 приведены рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами при различных n.Условия прочности соединений УБТ:M_из=π²EIf/2ℓ ; (5.13)M_из=EIi_θ/57,3; (5.14) где M_из - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м; f=(1,05D–d_у)/2; (5.15)i_θ – интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и d_у – диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; ℓ_п –длина полуволны, ℓ_п=

; (5.16)

ω = 2πn – угловая скорость вращения бурильной колонны; n – частота вращения, с^-1;

q– вес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент в кН·м.

[M_из]=M_пр/k_з, (5.17)

где M_пр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; k_з = 1,4 – коэффициент запаса прочности.

По формулам (5.13) и (5.14) можно также вычислить допускаемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения i_θ иf, зная мощность, затрачиваемую на вращение колонны.

В табл. 5.18 приведены значения M_кр, установленные по данным стендовых испытаний ВНИИБТ.

Таблица 5.18

Значения M_кр(в кН·м)

Предел текучести, σ_т, МПа	Диаметр УБТ, мм
Предел текучести, σ_т, МПа	1220	133	146	178	203	229	254	273
640 440	8,5 -	11,8 -	16,0 13,6	25,9 23,5	40,0 32,8	57,0 -	81,0 -	98,0 -

Пример 5.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТС2 с d_убт= 178 мм, d_в = 80 мм для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = 215,9 мм, если Р_д = 200 кН; ρ_б.р = 1100 кг/м³; n = 1 c^-1.Р е ш е н и е. Длину одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (5.5), приняв k = 1,15; из табл.5.14, k₁=0,860; из табл.5.10 -q = 1,53 кН/м,ℓ_убт = м.Из табл. 5.15 кН, а из табл. 5.14 k₂ = 0,904, тогда по формуле (5.6) без учета перепада давления р_оР_кр = 1,90 · 0,904 · 28,53 = 49,0 кН.Поскольку d_у < 203 мм, а Р_кр < Р_д, то согласно данным табл. 5.16 при D = 215,9 мм следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними а = 33 м (см. табл. 5.17). Число опор по формуле (5.12) при ℓ_о = 0, n_п.о = 175/33 – 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбовых соединений вычислим ω = 2·3,14·1 = 6,3 с^-1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 5.15 значения EI= 9920 кН·м²

и q = 1,53 кН/м в выражение (5.16):

ℓ_п = м.

Стрела прогиба по формуле (5.15)

f = (1,05 · 0,2159 – 0,178)/2 = 0,024 м.

Изгибающий момент по формуле (5.13)

M_из = 3,14² · 9920 · 0,024/2 ·20² = 2,94 кН.

Для УБТ с σ_т = 440 МПа (см. табл. 5.18) отношение M_пр/M_из = 23,5/2,93 = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4.

Вывод: УБТ с σ_т = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.

5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по табл. 5.13.

При роторном бурении рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а затем – на статическую прочность. Расчет на выносливость делается в следующей последовательности:

I. Рассчитываем переменные напряжения изгиба ( в Па)

_а = , Па (5.18)

где E – модуль упругости материала бурильных труб, для стали E = 2·10¹¹ Па, для алюминиевых сплавовE = 8·10¹⁰ Па; I – осевой момент инерции сечения по телу трубы, м⁴;

I= ;

D и d – наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f – стрела прогиба,

f = , м; D_c_кв – диаметр скважины, D_c = 1,1 D_д, м; D_д – диаметр долота, м; D_з – диаметр замка, м; L - длина полуволны, м; W_из. – осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (опасном сечении резьбы – по пояску или по сварному шву), м³,

W_из.= ,м³ (5.19) где D_н.к – наружный диаметр высаженного конца, м; D_в.к.– внутренний диаметр высаженного конца, м.

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

L= ,м (5.20)

где ω – угловая скорость вращения бурильных труб; m₁ – масса 1 м труб, кг/м.

II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

n= , (5.21) где (σ_-1)_D– предел выносливости материала труб, МПа (по табл. 5.19); β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.Таблица 5.19Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

Диаметр, мм	Трубы с резьбой треугольного профиля			Трубы со стабили-зирующими пояс-ками ТБВК			Трубы с приварен-ными зам-ками ТБВП		Легкосплав-ные буриль-ные трубы ЛБТ
Диаметр, мм	Д	К	Е	Д	К	Е	Д	К	Д16Т	1953, К-48
73 89 102 114 127 140 147	75 75 - 70 - 70 -	65 60 - 60 - 60 -	- - - 80 - 80 -	140 - - 140 - - -	140 120 110 110 100 100 -	150 - 120 120 110 110 -	- - - 100 100 100 -	- - - 90 90 90 -	50-56 - - 43-52 - - 36-46	- - - - - - 40

Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют растягивающие напряжения, возникающие в поперечном сечении тела трубы, Па: ,Па (5.22)где k – коэффициент, k = 1,15; Q_б.т – вес бурильных труб данной секции, Н; Q_УБТ – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρ_р, ρ_м – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м³; р_о – перепад давления на долоте, Па; F_к – площадь сечения канала трубы, м

Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/271913

Смотрите также:

_3 тема - Диффузия
'Заповит' Рейнгольда Глиэра: стилистические особенности
'Создание и продвижение интернет - платформы реферальной системы' на примере компании Бартер–кард
[БИЛЕТЫ] IMK №3
[ТЕСТЫ] Спланхнология
00601
01. Концепция БД
02_ЛР
02. РСЧС_ВСМК_Таблица
04