Расчет бурильных колонн - Усинское нефтяное

Интервал 400 1810 м:

УБТ 229, g01 = 2,67 кН/м

УБТ 178, g02 = 1,6 кН/м

На УБТ устанавливаем трубы ТБВ 127 мм; группы прочности Д, = 10 мм, длиной 1573 м, m = 29,5 кг, g = 0,292 кН/м

Расчет секции на прочность:

, где: (2.31)

K - коэффициент учитывающий сопротивление движению труб, k = 1,15

QБi - вес i-той секции труб в жидкости

QКН - вес жидкости в КНБК

Р - перепад давления в забойном двигателе и долоте

FК - площадь канала труб m-ной секции

QБi = gI lI k0, где: (2.32)

Gi, li - соответственно вес1 п. м. и длина i-той секции труб

QБi = 0,292 1573 0,87 = 399,6 кН

QКН = (l01 g01 + l02 g02) k0 (2.33)

QКН = (36 2,67 + 198 1,6) 0,87 = 359 кН

Р = 6 ПР. Ж. (2.34)

Р = 6 1,05 = 6300 кПа

FК = /4 0,1072 = 8,99 10-3 м2

QР = 1,15 (399,6 + 359) + 6300 8,99 10-3 = 929 кН

Напряжение растяжения в теле трубы в верхнем сечении:

Р = , где: (2.35)

FM - площадь поперечного сечения тела трубы

FM = /4 (0,1272 - 0,1072) = 3,67 10-3 м2

Р = = 253 МПа

Крутящий момент и касательное напряжение в верхнем сечении

МК = 0,577, где: (2.36)

Р - растягивающее напряжение в рассматриваемом сечении,

К = 1,1 - при роторном бурении на невертикальных участ ках в наклонно - направленной скважине,

WК - полярный момент сопротивления сеченя тела трубы

WК = /16 (ДН3 - dВ3) (2.37)

WК = /16 (0,1273 - 0,1073) = 1,62 10-4

МК = 0,577= 10,8 кН м

= (2.38)

= = 67 МПа

Расчет изгибающих напряжений

МU = , где: (2.39)

EI - жесткость труб при изгибе,

R - общий радиус искривления,

Е = 2,06 1011 для стали

Е = 7,06 1011 Для АБТ

I = , где: (2.40)

ДН, dВ - наружный и внутренний диаметр труб

R = , где: (2.41)

FС - стрела прогиба (радиальный зазор по бурильному замку)

FС = Ѕ (ДС - dЗАМ), где: (2.42)

ДС, dЗАМ - соответственно диаметр скважины и бурильного замка,

Z - длина полуволны изогнутой колонны

Z = z0, где: (2.43)

Q - осевое усилие в трубах,

G - вес 1 п. м. труб в воздухе, кН/м,

Для стальных труб lW = 0,970 n

Для АБТ lW = 0,568, где:

N - частота вращения долота, об/мин

I - см4

LW - м

Z0 - длина полуволны в нейтральном сечении, м

Z0 = (2.44)

I = = 6,33 10-6 м4

EI = 2,06 1011 6,33 10-6 = 1322 кН м

FС = Ѕ (0,2953 - 0,178) =0,0587 м

LW = 0,970 120= 539 м

Z0 == 12,8 м

Z = 12,8 = 44,1 м

R = = 3360 м

МU = = 0,4 кН м

U = MU/WU, где: (2.45)

WU - осевой момент сопротивления сечения тела трубы

WU = Ѕ WК (2.46)

WU = Ѕ 1,62 10-4 = 0,81 10-4

U = 0,4/(0,81 10-4 ) = 4,9 МПа

Расчет эквивалентных напряжений

Э = , (2.47)

Э =

Рассчитываем эквивалентное напряжение и сопоставим с допустимым:

258,3 265,7 МПа - условие прочности выполняется.

Фактический коэффициент запаса статической прочности

NФ = (2.48)

NФ = = 1,44

Проверка использования клинового захвата

QP, где: (2.49)

QР - растягивающее усилие в m-ной секции труб (снизу вверх) в момент отрыва долота от забоя,

QТ. К. - осевое усилие, при котором напряжение в теле трубы, зажатой в клиновой захвате, достигает предела текучести, кН

QТ. К. = , где: (2.50)

Т - предел текучести труб, Т = 372 МПа,

FM - площадь сечения тела трубы, мм2,

С - коэффициент обхвата ПКР, для ПКР - 560: С = 0,9,

DСР - средний диаметр трубы, мм,

NК - коэффициент запаса прочности при использовании клинового захвата, nК = 1,1

LК - длина рабочей части клина, принимается lК = 0,4 м.

Клиновой захват ПКР - 560, lК = 0,4 м, С = 0,9

DСР = Ѕ (0,127 + 0,107) = 0,117 м

QТ. К. = = 1145 кН

929

929 1041 - клиновой захват использовать можно.

Проверка усталостной прочности

NУ = , где: (2.51)

N - запас прочности в предположении, что = 0

N - запас прочности в предположении, что Р = К = 0

NУ - нормативный запас прочности

NУ nУ = 1,5

N = , где: (2.52)

А - амплитуда переменных напряжений изгиба,

В - временный предел прочности, МПа,

M - среднее постоянное напряжение изгиба, МПа

Для вертикального ствола:

M = U = 4,9 МПа

А = 0,5 M = 2,45 МПа

Р = 253 МПа

= 67 МПа

По справочнику: -1 = 67 МПа; В = 637 МПа

N = 0,577 (2.53)

N = = 13,62

N = 0,577 = 3,2

NУ = = 3,12 1,5, т. е. БТ удовлетворяют условию усталостной прочности

Результаты расчетов бурильных труб

Таблица 2.9

Наименование и диаметр спускаемой обсадной колонны, мм

Глубина спуска обсадной колонны по длине ствола, м

Характеристика труб

Вес в воздухе, кН

Предел текучести труб, кН

Коэффициент запаса прочности

Тип секции

Длина секции, м

Диаметр, мм

Группа прочности, марка стали

Толщина стенки, мм

1 м трубы

Секции

Нарастающий

На статическую нагрузку

На прочность в клиновом захвате

На выносливость

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Кондуктор, 324

400

КНБК

ТБВ
    234 166
    - 127

-

Д
    - 10
    - 0,289
    437 45
    437 482

-

1655,4
    - 2,8
    - 2,3
    - 10,9

Промежуточная колонна, 245

1810

КНБК

ТБВ
    234 1576

127

Д

10

0,289
    437 440
    919 1359

Эксплуатационная колонна, 168

3810

КНБК

ТБВ
    100 300
    - 127

-

Д
    - 10
    - 0,289
    186,7 116,1
    186,7 302,8
    - 1655,4
    - 3,3
    - 2,74
    - 10,9

Хвостовик, 127

4810

КНБК

ТБВ

УБТ

УБТ
    10 4440 180 180
    - 127

178

203

-

Д
    - 10

49

61
    - 0,289

1,53

2,1
    63,5 67,2 275,4 378
    63,5 130,7 406,1 784,1
    - 1350 1250
    - 3,1 1,4
    - 1,1 1
    - - -

Похожие статьи




Расчет бурильных колонн - Усинское нефтяное

Предыдущая | Следующая