Расчет бурильной колонны - Бурение нефтяных и газовых скважин

Исходные данные к расчету

Способ бурения

Роторный

Условия бурения

Нормальные

Глубина скважины

Lскв=2530 м

Тип, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение

По ГОСТ 632-80 с короткой треугольной резьбой, Dок=146 мм, tок=8,5 мм,

Осевая нагрузка на долото

Qд=200 кН

Бурильные трубы по ГОСТ Р 502787-92, типа ПК, 3 группы длин

Плотность бурового раствора

1140 кг/м3

Давление бурового раствора

12 МПа

Перепад давления на долоте

6 МПа

Вес элементов КНБК, кроме УБТ

10 кН

Частота вращения ротора

80 об/мин

Вначале выбирается диаметр бурильной колонны. При роторном бурении под обсадную колонну диаметром 146 мм рекомендуются бурильные трубы диаметром 114 мм.

Принимаем трубы диаметром D1 =114 мм.

Определим диаметр долота. Для обсадных с короткой треугольной резьбой диаметром DОк= 146 мм применяются муфты с наружным диаметром DМ= 166,0 мм, минимально допустимая разница между диаметрами муфты и скважины = 20 мм.

Таким образом, минимальный диаметр долота:

DД min = 166,0 + 20 = 186,0 мм.

Принимаем долото диаметром DД = 215,9.

Расчет УБТ.

Определим диаметр 1- й (основной) ступени УБТ (2.1). По табл. для нормальных условий бурения при DД 295,3 мм рекомендуется kУБТ = 0,85.

По табл. П11 выбираем УБТ 165х71 типа Б по 6325.000-00.00.00. ТУ с параметрами: D01 = 165 мм; d01 = 71 мм; m01 = 135,9 кг/м.

Проверяем достаточность жесткости 1-й ступени УБТ по формуле:

1,13 0,78.

Условие выполнено, жесткость первой ступени достаточна.

Проверка необходимости установки промежуточных ступеней УБТ производится по условию:

;

Следовательно, необходимо установить промежуточные ступени.

Определим диаметр n-ой (верхней) промежуточной ступени по условию:

;

По табл. П11 выбираем УБТ 146Ч57 типа Б по 6325.000-00.00.00. ТУ с параметрами: D = 146 мм; d = 57 мм; m = 110,6 кг/м.

Проверим достаточность установки одной ступеней по условию:

Неравенство соблюдается, необходимости во второй промежуточной ступени нет. Таким образом, секция УБТ состоит из первой ступени диаметром 165 мм и второй - 146 мм, благодаря чему обеспечивается плавный переход от жесткого УБТ к бурильным трубам.

Определим длины и веса промежуточных ступеней. Длина промежуточной степени строго не ограничена, но следует учитывать, что она должна составить свечу для установки за палец вышки. Принимаем, что каждая промежуточная ступень состоит из двух труб длиной LТ = 8,3 м; тогда длина ступени:L02=2LТ=16,6 м;

Вес 2-й ступени

Определим необходимую длину 1-й ступени УБТ по формуле:

;

А необходимое количество труб Округлим полученную величину до целого числа : k = 25, и тогда длина 1-й ступени:

Это составит 8 свечей по 25 м и одну трубу в остатке. Промежуточная ступень состоит из двух труб. Добавляем к ним одну бурильную трубу - "одиночку" длиной 8,3 м получаем еще одну свечу. Определим общий вес и длину УБТ и компоновки КНБК:

Вес 1-й ступени:

Вес компоновки УБТ:

А вес компоновки низа бурильной колонны (КНБК):

Таким образом нагрузка на долото с учетом архимедовой силы составит 0,716 от веса УБТ, что допустимо.

Длина компоновки КНБК:

(длиной элементов колонны в данном случае пренебрегаем).

Промежуточные опоры устанавливаются на УБТ в случае, если нагрузка на долото превышает критическую, определенную по формуле:

Полученное значение критической нагрузки, меньше, чем нагрузка на долото (45,45 кН 200 кН), следовательно, необходимо установить промежуточные опоры. Определим необходимое количество опор. Длина полуволны при вращении УБТ (2.12):

Расстояние между опорами на первой ступени по формулам:

(для УБТ с диаметром D01159 мм, k0=1,52);

Количество опор, устанавливаемых на первой ступени:

Еще одна опора устанавливается на промежуточной ступени; таким образом, всего необходимо установить четыре промежуточные опоры. Результат расчета представим в табл. 2.4.

Результат расчета секции УБТ

№ ступени УБТ

Диаметр и тип УБТ, мм

Длина ступени, м

Масса ступени, кг

Число опор

01

165х71 тип Б

207,5

27 660

3

02

146х57 типа Б

16,6

1 810

-

Итого по секции

-

224,1

29470

3

Расчет бурильной колонны

Для 1-й секции колонны принимается труба с параметрами: диаметр D1= 114,3 мм; толщина стенки = 10,9 мм; группа прочности Д.

Геометрические, весовые и прочностные характеристики трубы:

F1=3,5408-10-3 М2; FK1=6.7201-10-3 М2 ; J1=4.7846-10-6 М4;

W1=0,8327-10-4 М3 DЗ1=158.8 мм; m1=35,89 кг/м.

Прочностные параметры: Т= 379 МПа; Вр = 655 МПа. Усталостная прочность по табл. П 3 -1 = 132 МПа, допускаемая растягивающая нагрузка QMax= 1344 кН.

В соответствии с рекомендациями Инструкции, длина 1-й секции L1=250 м. Поскольку длина секции не велика, а прочность трубы большая, расчет на растяжение не производим.

Проверка секции на усталостную прочность нижнего сечения:

Определим величину изгибающего момента. По формуле длина полуволны равна:

Диаметр необсаженной части ствола скважины:

Где k = 1,1 - коэффициент кавернозности.

Величина прогиба колонны (2,41):

Величина изгибающего момента (2.42):

Напряжение от изгиба колонны (2.47):

Амплитудные А и среднее M напряжения:

Расчет первой секции на усталостную прочность производится только по нормальным напряжениям, коэффициент запаса прочности:

.

Следовательно, запас усталостной прочности достаточный.

Проверка верхнего сечения 1-й секции на усталостную прочность при отрыве колонны от забоя

Растягивающая нагрузка от веса компоновки КНБК (2.15):

Растягивающая нагрузка от веса 1-й секции БК (2.14):

Суммарная растягивающая нагрузка, действующая в верхнем сечении 1-й секции БК (kКн=1,0) определяется по формуле:

Проверяем прочность в верхнее сечении секции по условию по условию:

Следовательно, труба ПК 114х9 группы прочности Д для 1-й секции проходит по всем показателям.

Для второй секции принимается наиболее слабая труба с параметрами:

Диаметр D1= 114,3 мм; толщина стенки = 8,6 мм; группа прочности Д.

Геометрические, весовые и прочностные характеристики трубы:

F1=2,8558-10-3 М2; FK1=7,4050-10-3 М2 ; J1=4,0147-10-6 М4;

W1=0,7025-10-4 М3 DЗ1=158.8 мм; m1=29,93 кг/м.

Замок ЗП-159-83 диаметром 158,8

Прочностные параметры: Т= 379 МПа; Вр = 655 МПа. Усталостная прочность по табл. П 3 -1 = 132 МПа, допускаемая растягивающая нагрузка QMax= 1077 кН.

Проверка 2-й секции на усталостную прочность нижнего сечения

Определяем величину изгибающего момента. Длина полуволны вращающейся трубы, ненагруженной осевой силой:

.

При бурении на колонну действует продольная сила - вес 1-й секции кН. Определим коэффициент с по формуле:

;

Расчетная длина полуволны определяется по формуле:

(величина прогиба =0,039м была определена ранее). Изгибающий момент, действующий на колонну, определяется по формуле:

Напряжение от изгиба колонны по формуле (2.47):

Проверка усталостной прочности нижнего сечения 2-й секции:

Напряжение растяжения от веса 1-й секции

Амплитудные А и среднее M напряжения соответственно равны:

Расчет нижнее секции на усталостную прочность производится только по нормальным напряжениям, коэффициент запаса прочности:

.

Проверка секции на действие внутреннего давления

Величина внутреннего давления РТ, при напряжении в теле трубы достигает предела текучести (2.52):

Действующее внутреннее давление РВ сравнивается с допускаемым:

На действие внутреннего давления проверялась наиболее слабая труба из числа труб. Следовательно, проверять остальные трубы не имеет смысла, потому что наиболее слабая труба выдержала это давление.

Из условия обеспечения статической прочности по телу трубы определяется допускаемая длина 2-й секции:

Принимаем L2=2100м

Полученная суммарная длин секций бурильной колонны превышает глубину скважины. Поэтому пересчитаем длину 3-й секции:

Таким образом принимаем L2=2060м

Общий вес бурильной колонны при отрыве инструмента от забоя по формуле (2.13):

В заключении определим запас прочности для верхнего сечения. Напряжение растяжения равно

По формуле (2.65) эквивалентное напряжение равно

Запас прочности

.

Прочность колонны достаточна.

Расчет замковых соединений

По табл. П 1 определяются типы замков для всех секций колонны, которые вписаны в табл. 2.9.

Типы замков для секций бурильной колонны

Номер секции

Типоразмер трубы

Группа прочности

Тип замка

1

ПК 114х11

Д

ЗП-159-76

2

ПК 114х9

Д

ЗП-159-83

Так как растягивающая нагрузка и пропорциональный ей крутящий момент увеличиваются к верхней части колонны, в случае, если несколько секций имеют одинаковые замки, расчеты производятся для верхних секций. Из приведенных данных видно, что расчеты должны быть выполнены для верхних сечений 2-й секции.

Принимаем n = 1.5 и ' =0.13 (графитная смазка). По табл. П 5 определяем основные параметры замков. Сведем их в табл. 2.6.

Параметры замков для секций бурильной колонны

Тип замка

Pmax, кН

Мзт, кНм

Qт1, кН

Qт2, кН

А, мм

А2, мм

, мм

ЗП-159-83

2016

23,781

3431

6333

8,53

7,63

-1,09

Вначале определяем исходные данные для расчета замка 2-й секции:

Расчетное растягивающее усилие:

;

;

Растягивающая нагрузка меньше допускаемой;

Проверим совместное действие растягивающей нагрузки и момент затяжки по формуле:

Вывод: замки бурильной колонны отвечают всем предъявленным требованиям.

Проверочный расчет возможности спуска бурильной колонны в клиновом захвате.

Спуск бурильной колонны производится в клиновом захвате ПКР-560 с параметрами: длина клиньев LК= 300 мм, коэффициент охвата с = 0,9, ctg(+)=2,5.

Проверим 2-ую секцию из туб ПК 117х9, группа прочности Д.

;

Условие безаварийного спуска колонны: .

Секция колонны удерживается в клиновом захвате. Следовательно, Спроектированная колонна выдерживает все виды нагрузок.

Результаты расчета сведем в таблицу

Сводная таблица труб бурильной колонны

Номер секции (ступени)

Тип трубы

Группа прочности

Длина, м

Масса, кг

Нарастающая масса, кг

Утяжеленные бурильные трубы

1

УБТ 165х71 типа Б

207,5

27 660

27 660

2

УБТ 146х57 типа Б

16,6

1 810

29 470

Бурильные трубы

1

ПК 114х11

Д

250

7665

37135

2

ПК 114х9

Д

2060

61655

68790

Похожие статьи




Расчет бурильной колонны - Бурение нефтяных и газовых скважин

Предыдущая | Следующая