Расчет бурильной колонны. Определение глубины прихвата колонны

1.  Рассчитать на прочность бурильную колонну по секционно и длину УБТ.

2.  Определить глубину прихвата колонны.

3.  Определить допустимое количество оборотов до слома прихваченной колонны.

4.  Изменение механической скорости бурения от количества и качества промывочной жидкости.

Исходные данные:

1.1	Глубина скважины	Lскв, м	3200
1.2	Удельный вес бурового раствора	gж, г/см3	1,24
1.3	Удлинение колонны при натяжении на 20т сверх собственного  веса	Dl, см	30
1.4	Осевая нагрузка на долото	G, т	15
1.5	Способ бурения	Турбинный
1.6	Бурильная колонна	Пк, мм	127

При бурении турбинным способом возникающий реактивный момент воспринимается неподвижной колонной, соприкасающейся со стенками скважины, поэтому можно считать, что его воспринимает только нижняя часть колонны.

Расчет бурильной колонны сводится к определению допустимой длины колоны с учетом веса турбобура, УБТ и давления бурового раствора.

Решение.

1. 

Определим необходимую длину УБТ - L_убт.

где:

q_убт  - вес 1м УБТ; q_убт = 156кг (d178мм – наибольший диаметр компоновки УБТ, для создания необходимой жесткости компоновки УБТ).

g_ж, g_т - плотности бурового раствора и материала труб соответственно.

g_ж = 1,24г/см³

g_м = 7,85г/см³

Вес КНБК:       

Q_кнбк = Q_дол + Q_кс + Q_убт + Q_тур

где:

Q_дол - вес долота; Q_дол = 42,5кг

Q_кс - вес калибратора; Q_кал = 180кг

Q_убт - вес УБТ.

Q_тур – вес турбобура;   Q_тур = 4790кг.

Q_убт = q_убтL_убт = 156*127 = 19812кг =19,8т

Q_кнбк = 42,5 + 180 + 19812 + 4790 = 24825кг = 24,8т

Расчет первой секции.

Выбираем трубы ПК - 127х9D

Где s_т - предел текучести для бурильных труб группы прочности Д, s_т = 125000кгс;

п - запас прочности, п = 1,56;           

1,15 - коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;

P - перепад давления при бурении, P = 80_т/см;

F- площадь сечения трубы,  F=93,3см²;

q₁ - приведенная масса 1м трубы, q₁ = 31,5кг.

Вес первой секции Q¹_сек = L₁q₁

Q¹_сек = 1767*31,5 = 55649кг

Расчет второй секции.

Выбираем трубы ПК-127х9Е.

где:

s_т = 165000кг;

п = 1,56;

q₂ = 31,5кг

Вес второй секции:

Q²_сек = L₂q₂ =647*31,5 = 20379кг

Расчет третьей секции.

Выбираем трубы ПК-127х9К.

где:

s_т =186000кг;

Вес третьей секции:

Q³_сек = L₃q₃ = 389*31,5 = 12248кг

Расчет четвертой секции.

Выбираем трубы ПК-127-9М.

где

:

s_T – предел текучести для бурильных труб группы прочности М – 250000кг

Вес четвертой секции:

Q⁴_сек = L₄*q₄ = 1469*31,5 = 46284кг

Уточним длину четвертой секции.

L₄ = L – L₁ – L₂ – L₄ – L_убнк.

L_кнбк = L_убт + L_бур + L_дол + L_кал.

L_бур – длина турбобура, 19,35м;

L_кал – длина калибратора, 0,5м;

L_дол – длина долота, 0,3м.

L_кнбк = 109 + 19,35 + 0,3 + 0,5 = 129м.

L₄ = 4150 – 1767 – 647 – 389 – 1469 - 129 = -251м.

Принимаем длину четвертой секции – 1218м.

Вес четвертой секции = 1218*31,5 =38367кг.

Расчет пятой секции.

Принимаем трубы ПК-127х9H.

где:

s_Т – предел текучести для бурильных труб группы прочности М, 250000.

Уточним длину пятой секции.

L₅ = L – L₁ – L₂ – L₃ – L₄ - Lкнбк

L_кнбк = L_убт + L_бур + L_дол + L_кал.

L_бур – длина турбобура, 19,35м;

L_кал – длина калибратора, 0,5м;

L_дол – длина долота, 0,3м.

L_кнбк = 126,4 + 19,35 + 0,3 + 0,5 = 146,55м.

L₅ = 3950 – 1662 – 657,8 – 385 – 1471 – 145,55 =

Так как по данным L=3900м, то L₄ уменьшаем на 542м.

Длина четвертой секции L₄ = 897,6м;

Вес четвертой секции – 897,6*32 = 28723,2кг

2. Расчет на статическую прочность.

Проверим на статическую прочность верхнюю часть бурильной колонны.

Определим нормальное напряжение растяжения s_p:

где:

L₁ = L - L_убт

L₁ = 3950-126,4 = 3724м

Определяем касательное напряжение t:

 

где М_кр - наибольший крутящий момент.

М_кр = N/W*Kd

Kd – коэффициент динамичности, Kd = 1,5¸2

где N - мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны:

N = 2N_хв, где:

N_хв - мощность, затрачиваемая на холостое вращение.

С - коэффициент, зависящий от искривления ствола - С = 22,6*10^-5;

D - диаметр буровой трубы - 127мм;

L - длина колонны - 3900м;

n - частота вращения колонны - 90об/мин;

g_ж.- удельный вес бурового раствора - 1,17г/см³.

    N_хв = 22,6*10^-5*1,17(12,7*10²)²*3900*90^1,7*10³ =

     =22,6*10^-*1887093*3900*2,1*10³*10³=35кВт

N = 2*N_хв = 70кВт

w - угловая скорость:

Полярный момент сопротивления W_кр определяется по формуле:

где d_н и d_в – соответственно наружный и внутренний диаметр бурильных труб

d_н = 127мм; d_в = 109мм

Определим касательные напряжения на устье скважины:

Найдем приведенные напряжения, возникающие в верхней части бурильных труб:

Из предыдущих расчетов следует, что верхняя часть бурильной колонны состоит из

труб группы прочности К. Для стали группы прочности К предел текучести s_Т=500мПа.

Отсюда следует, что верхняя часть бурильной колонны выдерживает статические нагрузки, т.к.  К > 1,4

Проверим на статическую прочность нижнюю часть бурильной колонны.

В этом случае:

s_в = s_сж + s_изг,

 где:

s_сж – напряжение сжатия;

s_изг – напряжение изгиба.

где:

P_o – нагрузка на долото, 14т;

F – площадь сечения трубы.

где:

 I – экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы.

Вычисляем возможную стрелу прогиба:

где:

D_дол – диаметр долота, 215,9мм;

D_зам – наружный диаметр замка, 178мм.

Угловая скорость:

Длина нижней сжатой части:

где:

q – вес 1м бурильной трубы, 315H

В нашем случае z  = -z₁

 

 

где:

d_нвк и d_ввк – соответственно наружный и внутренний диаметры высаженного конца трубы.

d_нвк  = 127мм; d_ввк = 109мм

Максимальное напряжения у забоя:

s_з - s_сж  + s_изг = 42,4 + 31 = 73,4мПа

Из предыдущих расчетов следует, что нижняя часть бурильной колонны состоит из труб группы прочности Д и предел текучести s_т = 380мПа

Отсюда следует, что нижняя часть бурильной колонны выдерживает статистическую нагрузку, т.к. К > 1,4.

3. Определение глубины прихвата:

где:

E – модуль упругости, E = 2,06*10⁵ мПа;

F – площадь сечения трубы, 93,3см²;

Dl = 39см;

Q_в – Q_н = 20т.

4.  Определим допустимое количество оборотов ротора до разрушения колонны в месте прихвата:

где:

L_пр – глубина прихвата;

d – диаметр бурильной трубы, 127мм;

s_T – предел текучести для труб прихвата, 380мПа;

n – коэффициент запаса прочности, 1,56;

где:

G – вес бурильной колонны, 160175кг;

F – площадь сечения трубы, 93,3см².

s_р = 10*160175/93,3*10^-4 = 172мПа.